補助サービス（AS）とは、電力系統運用者が電力と共に調達し、電力システムのバランスを保つための系統信頼性向上商品です。ISO-NEの卸売市場で調達されるAS製品は、主に「周波数調整」「予備力」「エネルギー・インバランスサービス」の3つに分類されます。

• 周波数調整リソースは数秒ごとに応答し、系統周波数を60Hzに維持します。
• 予備力は待機状態の供給力で、発電機のトリップや突発的な需要増加が発生した時のみ起動します。
• エネルギー・インバランスサービスは、前日市場で確保した供給とリアルタイムの需要のギャップを、リアルタイムリソースが不足した場合に補います。

2025年秋には、バッテリーが調整力市場でクリアされた容量の84％を占め、2020年の24％から大幅に増加しました。予備力やインバランスサービスでは、バッテリーの占有率は低く、これらは呼び出された時のみ報酬が発生します（多くは需給逼迫時のみ）。他にもブラックスタートや電圧維持などの補助サービスがありますが、卸売市場での調達対象ではありません。

周波数調整・予備力・インバランスサービスには5つのAS製品が存在

周波数調整は連続的かつ双方向のサービスです。リソースは自動発電制御（AGC）信号に4秒ごとに従い、出力・吸収を行いながら系統周波数を60Hzに保ちます。ISO-NEでは、周波数調整は全体安定性を担い、日ごとに1時間あたり90〜95MW（平均93MW）が必要と設定されています。

10分スピニングリザーブ（TMSR）は、すでにオンラインのリソースのみが対象です。発電機側だけでなく、バッテリーの需要側も対象となります。需要側は、10分以内に充電負荷を抑制できる場合に適格です（バッテリーや他のアセットも含む）。

10分ノンスピニングリザーブ（TMNSR）は、TMSRで満たされなかった10分要件の残りを補います。リソースはディスパッチ時にオフラインでも、10分以内に全出力を達成できれば対象です。バッテリーを除く需要応答も、一部リソースで消費削減により適格となります。

30分運転予備力（TMOR）は予備力の下限を設定します。30分以内に起動できるディスパッチ可能なリソースが対象で、需要応答も含まれますが、同じ時間枠内のバッテリー需要側は除外されます。

エネルギー・インバランスリザーブ（EIR）は、2025年2月28日導入の前日市場限定商品です。供給予測とリアルタイム需要のギャップを補い、価格急騰やリソース不足時のヘッジ機能も果たします。前日エネルギー義務を持つすべてのディスパッチ可能リソースが参加可能です。

上位の予備力は下位の要件を満たすことができます：TMSRが要件を超える場合はTMNSRを、TMNSRの余剰はTMORを満たします。

参加要件とは？

一般要件：

予備力への参加には、電子ディスパッチ機能と一次供給計算からの除外という2つの条件があります。また、リソースは起動時に1時間以上出力を維持できなければなりません。

周波数調整には追加要件があります：

• 4秒ごとにAGCに従うこと
• 最低容量0.1MWを確保（従来型発電は5MWが下限）

EIRには特別な登録要件はありません。前日エネルギー受給権を持つ全リソースが対象です。唯一の条件は前日スケジュールのクリアです。

バッテリーの市場アクセスはISO-NEへの登録方法によって異なります：

連続型蓄電施設（CSF）は、発電アセット、ディスパッチ可能需要アセット（DARDまたは需要応答）、代替技術調整リソース（ATRR）として同時登録されます。CSFは最大消費から最大出力まで10分以内にフルスイングできる必要があります。この三重登録により、放電側・負荷抑制側の両方でISO-NEから呼び出し可能となります。CSFは調整力、全ての前日・リアルタイム予備力、EIRに参加できます。

バイナリ型蓄電施設（BSF）は発電アセットと需要応答としてのみ登録されます。すべての予備力・エネルギー市場に参加できますが、調整力にはアクセスできません。ATRR資格がなければ調整力市場に参加できず、Order 2222関連のタリフ変更（2026年11月1日予定）まで参加できません。BSFは予備力とEIRに参加可能です。

過去の価格や数量の推移は？

調整力は日平均93MWで推移し、90〜95MWの範囲です。年間平均調整力価格は2022年の$31/MW-hrから2025年には$14/MW-hrに下落し、54％減少しました。

市場規模が小さいため、バッテリーの参入で調整力クリア価格は下落し、ストレージは2025年秋には84％の容量を獲得（2020年は24％、2024年秋は81％）。バッテリー容量は2024年秋の237MWから2025年秋には598MWに増加しました。他市場では、この水準のバッテリー普及により長い期間を要しています。

リアルタイム予備力

リアルタイム予備力価格は多くの時間帯で$0となっています。価格が上昇するのは、予備力要件維持のために再ディスパッチが必要な時や、実際に予備力不足となった時のみです。2025年は、6月下旬の3日間で年間リアルタイム予備力支払いの54％（$28M中$15M）が集中しました。さらに11月23日を加えると、2025年の4日間だけで62％（$17M）が支払われました。

予備力要件は、系統上の2大コンティンジェンシーに基づき設定されます。10分予備力の合計は、ニューイングランド内最大の送電線または発電機のエネルギー量の115％（通常1,380〜1,610MW、主にハイドロケベックへのDC連系線または大型原子力）です。そのうちTMSRは25％以上をカバーする必要があります。

30分予備力の合計要件は、2番目に大きいコンティンジェンシーの50％です。ISO-NEは、コンティンジェンシー発動後の余力回復のため、別途リプレースメントリザーブ（6〜9月は160MW、10〜5月は180MW）も保有します。

局所的な30分予備力要件は、コネチカット、SWCT、NEMA/ボストンの3つのインポート制約ゾーンに適用されます。これらが発動するとゾーンごとの価格でクリアされますが、実際には発動頻度は低く、全体要件が主に予備力を決定します。

前日補助サービス（DA A/S）

前日A/S市場は前日予備力商品とEIRを含み、2025年3月1日に開始されました。純支払い額は2025年春$13.1M、夏$57.4M、秋$34.1Mで、最初の3シーズン合計$104.6M。これは2024年の調整力・リアルタイム予備力合計（$33.6M）の3倍です。この新市場は、従来のフォワードリザーブ市場（Forward Capacity Marketと並行）を置き換えました。

決済方法は？

リアルタイム予備力は5分間隔で決済されます。指定リソースはリアルタイムクリア価格（$/MWh）×指定容量（MW）÷12で5分ごとに支払いを受けます。価格は予備力ゾーンおよび製品タイプごとに個別にクリアされます。呼び出し時に応答できなかったリソースは、クレジットではなくペイ・フォー・パフォーマンスのペナルティが課されます。

調整力は、AGC追従可能なMWごとにキャパシティクリア価格（$/MW-hr）で決済されます。パフォーマンスコンポーネントが、各インターバルでAGC信号にどれだけ正確に追従したかによって支払い額を調整します。キャパシティ価格が主な収入源で、パフォーマンス成分は追従精度に応じて加減算されます。

DA A/Sはコールオプションの販売です。4つの製品（DA TMSR、DA TMNSR、DA TMOR、EIR）全てに同じ決済構造が適用されます。前日でクリアしたリソースはクリア価格でクレジットを受け取り、リアルタイムの結果に関わらず支払いが保証されます。ストライク価格はその時間の予想リアルタイムHub LMP＋$10です。

この清算チャージは、需給逼迫時にリソースが得られたエネルギーマージンを相殺します。スパイク時に$500/MWhの収益を得た場合、その差額を返却しますが、年間を通じてオプションプレミアム収入を得ることができます。

バッテリーはISO-NE市場をどう捉えるべきか？

バッテリー運用者・開発者にとって、最初の判断は登録形態です。CSFは調整力に参加できますが、その市場価値はエネルギー裁定収入の10％未満です。BSFは最短で2026年11月まで調整力には参加できませんが、予備力やEIRには参加可能です。

リアルタイム予備力収入は定常的ではなく、多くの時間帯で価格はほぼ$0です。価値は、年間数回の需給逼迫イベント（ピーク時のエネルギー価格やPay for performanceのクレジット発生時）に集中します。バッテリーはこれらのタイミングで裁定と予備力・パフォーマンス支払いを同時に獲得できます。

EIRの収益は前日で確定しますが、リスクはリアルタイムHub LMPがストライクを上回った場合の清算チャージです。参加すると、その時間帯のエネルギー・予備力マージンの上振れは享受できません。バッテリーがエネルギーポジション（充電状態）を持たない場合はリスクとなります。

バッテリーは既に調整力市場で大きなシェアを持っています。前日予備力層も今後シェア拡大が見込まれ、BSF登録でも十分です。ISO-NEでの早期飽和は、小規模市場（93MW）とバッテリーのコロケーション参加が要因です。