​Le marché des services auxiliaires day-ahead (DA A/S) a été lancé dans ISO New England le 1er mars 2025. Il a remplacé le Forward Reserve Market et co-optimise l’énergie et les services auxiliaires day-ahead dans une seule compensation quotidienne. L’hiver a représenté 60 % du total de la première année complète, mais ce chiffre sous-estime encore la concentration des coûts.

Points clés à retenir

• La tempête hivernale Fern (25–29 janvier 2026) a contribué à hauteur de 40 %, et une seule journée (27 janvier 2026) a représenté 18 %.
• Le taux de panne des turbines à combustion est passé de 18 % à 11 % après le lancement du DA A/S, ce qui constitue le signal de fiabilité le plus clair du marché.
• ISO-NE a proposé diverses réformes, dont l’instauration d’un prix plancher basé sur le coût du combustible, avec une mise en œuvre prévue au T4 2026.

Le TMNSR a représenté plus de la moitié du volume la première année.

Le DA A/S compense trois produits de réserve day-ahead : réserve tournante dix minutes (TMSR), réserve non-tournante dix minutes (TMNSR) et réserve opérationnelle trente minutes (TMOR).

Sur l’ensemble de la première année, le TMNSR s’est établi à 114 millions de dollars (43 %), le TMSR à 74 millions et le TMOR à 60 millions. L’hiver 2026 a accentué cette tendance, le TMNSR ayant atteint 65 millions de dollars en un seul trimestre.

Douze jours ont généré la moitié des revenus, mais des coûts élevés poussent ISO-NE à revoir la conception du marché.

L’Internal Market Monitor (IMM) estime que le DA A/S a augmenté les coûts totaux de 974 millions de dollars lors de sa première année par rapport à l’ancien modèle axé uniquement sur l’énergie, soit environ 9 % (8,23 $/MWh) de la charge desservie. Ce chiffre était bien supérieur à l’évaluation d’impact initiale d’ISO-NE en 2023, qui tablait sur 140 millions de dollars par an.

Environ 75 % de l’écart par rapport à l’estimation initiale s’explique par l’évolution des conditions de marché :

• Les prix du gaz naturel ont doublé (3 → 7 $/MMBtu) et les LMP Hub day-ahead ont augmenté de 113 % (33 → 71 $/MWh) par rapport à la période de référence 2019-2021.

Au sein de ce total élevé, la répartition était extrême. La tempête hivernale Fern (25–29 janvier 2026) a contribué à hauteur de 40 %, et le seul 27 janvier 2026 a représenté 18 %. En dehors de ces douze jours, les coûts du DA A/S sont restés proches du benchmark concurrentiel de l’IMM. Une autre réforme proposée consiste à réduire le plafond Pay-for-Performance (et la pénalité associée) de 9 337 $ à 3 500 $.

Les turbines à combustion ont dominé le marché et amélioré leur disponibilité.

• Les turbines à combustion alimentées au fioul (CT) ont représenté 40 à 50 % des MWh DA A/S compensés chaque mois
• Les turbines à gaz CT ont ajouté 10 à 20 %
• Les unités à cycle combiné ont dominé le TMSR

Le taux de panne des turbines à combustion (CT) est passé d’une moyenne de 18 % avant le DA A/S à 11 % après la mise en œuvre. Les CT gagnent désormais environ 3,53 $/kW-mois grâce au DA A/S, contre 1,30 $/kW-mois sous l’ancien Forward Reserve Market. Le DA A/S représente désormais environ la moitié du revenu total des CT.