​El mercado de Servicios Auxiliares en el Día Anterior (DA A/S) se lanzó en ISO Nueva Inglaterra el 1 de marzo de 2025. Sustituyó al Mercado de Reserva Adelantada y co-optimiza la energía y los servicios auxiliares en una sola 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 turbinas de combustión bajaron del 18% al 11% tras el lanzamiento de DA A/S, lo que es la señal de fiabilidad más clara del mercado.
• ISO-NE ha propuesto varias reformas, incluido un precio mínimo basado en el coste del combustible, con implementación prevista para el cuarto trimestre de 2026.

TMNSR asumió más de la mitad del volumen del primer año.

DA A/S liquida tres productos de reserva en el día anterior: reserva rodante de diez minutos (TMSR), reserva no rodante 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 esta tendencia cuando TMNSR alcanzó 65 millones 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 DA A/S incrementó los costes totales en 974 millones de dólares en su primer año respecto al diseño anterior solo de energía, lo que equivale a aproximadamente un 9% ($8.23/MWh) de la demanda atendida. Esta cifra superó ampliamente la evaluación de impacto original de ISO-NE de 2023, que preveía 140 millones anuales.

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

• El precio del gas natural se duplicó ($3→$7/MMBtu) y los LMP Hub del día anterior subieron un 113% ($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 el 27 de enero de 2026 por sí solo representó el 18%. Fuera de esos doce días, los costes de DA A/S siguieron de cerca el punto de referencia competitivo del IMM. Otra reforma propuesta incluye reducir el tope de Pago por Desempeño (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 mensualmente en DA A/S
• Las CT a gas añadieron entre el 10% y el 20%
• Las unidades de ciclo combinado lideraron el TMSR

Las tasas de indisponibilidad de las turbinas de combustión (CT) bajaron de un promedio del 18% en los años previos a DA A/S al 11% tras la implementación. Ahora, las CT ganan aproximadamente $3.53/kW-mes en DA A/S, comparado con $1.30/kW-mes en el anterior Mercado de Reserva Adelantada. DA A/S representa ahora aproximadamente la mitad de los ingresos totales de las CT.

ISO-NE ha propuesto un precio mínimo basado en el coste del combustible que remodelaría 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 las CT al precio de ejercicio, con el objetivo de implementarlo en el cuarto trimestre de 2026.

El precio mínimo promedia aproximadamente $141/MWh según el periodo de backcast. Se activa cuando el LMP Hub previsto en tiempo real está por debajo de unos $131/MWh, es decir, la mayoría de las horas valle y de transición. Este suelo aborda el problema en el extremo bajo, anclando el precio de ejercicio por encima del coste marginal de una turbina de combustión. No cambia la exposición en el cierre durante las horas de precios altos que causaron la mayor parte del coste neto de DA A/S.

Qué significa la reforma de servicios auxiliares para los operadores de BESS en ISO-NE

El coste promedio de DA A/S en ISO-NE fue de $2.10/MWh de carga en su primer año, frente a $1.39/MWh para un diseño comparable en NYISO. La mayor parte de esa prima refleja la estructura de liquidación tipo opción de compra, que crea incentivos de desempeño en tiempo real más fuertes que el enfoque de venta a futuro de NYISO.

El precio mínimo comprimirá los ingresos hacia los niveles de NYISO en horas normales, por lo que la posición en el mercado diario durante extremos de precios altos será crítica para que los operadores de BESS puedan captar el potencial alcista y minimizar la exposición a la baja. A medida que se acerca el cambio de pico, la disponibilidad en invierno será más crítica para captar ingresos, ya que es la época en la que el sistema está más ajustado y con menor disponibilidad de importación.