​El mercado de Servicios Auxiliares del Día Anterior (DA A/S) se lanzó en ISO New England el 1 de marzo de 2025. Sustituyó al Forward Reserve Market y cooptimiza la energía y los servicios auxiliares del día anterior en una única liquidación diaria. El invierno representó el 60% del total anual completo, aunque incluso eso subestima lo concentrado que estuvo el coste.

Puntos clave

• La tormenta invernal Fern (25–29 de enero de 2026) aportó el 40%, y un solo día (27 de enero de 2026) representó el 18%.
• Las tasas de indisponibilidad de las turbinas de combustión bajaron del 18% al 11% tras el lanzamiento del DA A/S, lo que muestra la señal de confiabilidad más clara del mercado.
• ISO-NE ha propuesto varias reformas, incluyendo un precio mínimo basado en el coste del combustible para el precio de ejercicio, con objetivo de implementación en el cuarto trimestre de 2026.

TMNSR representó más de la mitad del volumen en el primer año.

DA A/S liquida tres productos de reserva día anterior: reserva giratoria de diez minutos (TMSR), reserva no giratoria de diez minutos (TMNSR) y reserva operativa de treinta minutos (TMOR).

Durante el primer año completo, TMNSR se liquidó en 114 millones de dólares (43%), TMSR en 74 millones y TMOR en 60 millones. El invierno de 2026 amplificó el patrón cuando TMNSR alcanzó 65 millones de dólares en solo un trimestre.

Doce días generaron la mitad de los ingresos, pero los altos costes están llevando a ISO-NE a cambiar el diseño del mercado.

El Monitor Interno del Mercado (IMM) estimó que el DA A/S incrementó los costes totales en 974 millones de dólares en su primer año comparado con el diseño anterior solo de energía, o aproximadamente un 9% ($8,23/MWh) de la demanda atendida. Esa cifra está muy por encima de la evaluación de impacto original de ISO-NE en 2023, que preveía 140 millones de dólares anuales.

Aproximadamente el 75% de la diferencia respecto a la estimación original se explica por cambios en las condiciones del mercado:

• Los precios del gas natural se duplicaron ($3→$7/MMBtu) y los LMPs del Hub en el día anterior subieron un 113% (de $33→$71/MWh) respecto al periodo de referencia 2019-2021.

Dentro de ese total elevado, la distribución fue extrema. La tormenta invernal Fern (25–29 de enero de 2026) aportó el 40% y solo el 27 de enero de 2026 representó el 18%. Fuera de esos doce días, los costes del DA A/S siguieron de cerca el referente competitivo del IMM. Otra reforma propuesta incluye reducir el tope de Pay-for-Performance (y la penalización asociada) de $9,337 a $3,500.

Las turbinas de combustión dominaron la liquidación y mejoraron su disponibilidad.

• Las turbinas de combustión (CT) alimentadas con petróleo representaron entre el 40% y el 50% de los MWh liquidados de DA A/S cada mes
• Las CT de gas añadieron entre el 10% y el 20%
• Las unidades de ciclo combinado lideraron la TMSR

Las tasas de indisponibilidad de las turbinas de combustión (CT) bajaron de un promedio del 18% en los años previos al DA A/S al 11% tras su implementación. Ahora, las CT ganan aproximadamente $3,53/kW-mes por DA A/S, frente a $1,30/kW-mes bajo el anterior Forward Reserve Market. Actualmente, DA A/S representa aproximadamente la mitad de los ingresos totales de las CT.

ISO-NE ha propuesto un precio mínimo basado en el coste del combustible que transformará el mercado de servicios auxiliares

Debido al inesperado aumento de costes, ISO-NE ha propuesto añadir un precio mínimo basado en el coste del combustible de CT al precio de ejercicio, con objetivo de implementación en el cuarto trimestre de 2026.