​Le marché des services auxiliaires au jour précédent (DA A/S) a été lancé dans ISO New England le 1er mars 2025. Il a remplacé le marché de réserve à terme et optimise conjointement l’énergie et les services auxiliaires au jour précédent dans une seule compensation quotidienne. L’hiver représentait 60 % du total de la première année complète, mais cela 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 (le 27 janvier 2026) représentait 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’introduction d’un plancher du prix d’exercice basé sur le coût du combustible, avec une mise en œuvre prévue pour le 4e trimestre 2026.

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

Le DA A/S compense trois produits de réserve au jour précédent : la réserve tournante de dix minutes (TMSR), la réserve non tournante de dix minutes (TMNSR) et la réserve d’exploitation de trente minutes (TMOR).

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

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

Le contrôleur interne du marché (IMM) a estimé 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 basé uniquement sur l’énergie, soit environ 9 % (8,23 $/MWh) de la charge servie. Ce chiffre dépasse largement l’évaluation 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 du marché :

• Les prix du gaz naturel ont doublé (3 $→7 $/MMBtu) et les LMP Hub au jour précédent 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 la seule journée du 27 janvier 2026 représentait 18 %. En dehors de ces douze jours, les coûts du DA A/S suivaient de près le repère concurrentiel de l’IMM. Une autre réforme proposée vise à réduire le plafond du 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 fonctionnant au fioul représentaient chaque mois 40 à 50 % des MWh compensés par le DA A/S
• Les turbines à gaz ajoutaient 10 à 20 %
• Les unités à cycle combiné dominaient le TMSR

Le taux de panne des turbines à combustion (CT) est passé d’une moyenne de 18 % dans les années précédant le DA A/S à 11 % après sa 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 marché de réserve à terme. Le DA A/S représente désormais environ la moitié du revenu total des CT.

ISO-NE propose un plancher basé sur le coût du combustible qui transformerait le marché des services auxiliaires

En raison de l’augmentation inattendue des coûts, ISO-NE a proposé d’ajouter un plancher du prix d’exercice basé sur le coût du combustible des CT, avec une mise en œuvre prévue pour le 4e trimestre 2026.

Ce plancher s’établit en moyenne à environ 141 $/MWh sur la période de rétrospective. Il s’applique lorsque le LMP Hub temps réel prévu est inférieur à environ 131 $/MWh, soit la plupart des heures hors pointe et intermédiaires. Le plancher CT vise à fixer le prix d’exercice au-dessus du coût marginal d’une turbine à combustion lors des prix bas. Il ne modifie pas l’exposition aux fermetures lors des heures de prix élevés, qui ont généré la majeure partie du coût net du DA A/S.

Ce que la réforme des services auxiliaires signifie pour les opérateurs BESS d’ISO-NE

Les coûts du DA A/S d’ISO-NE se sont élevés en moyenne à 2,10 $/MWh de charge lors de la première année, contre 1,39 $/MWh pour un modèle comparable du NYISO. La majeure partie de ce surcoût provient de la structure de règlement en option d’achat, qui crée des incitations à la performance en temps réel plus fortes que l’approche de vente à terme du NYISO.

Le plancher va comprimer les revenus vers ceux du NYISO lors des heures normales, rendant la stratégie au jour précédent cruciale pour les opérateurs BESS afin de tirer parti des pics de prix et de limiter leur exposition lors des baisses. À l’approche du basculement de la pointe, la disponibilité hivernale deviendra essentielle pour capter les revenus, l’hiver étant la période où le système est le plus tendu avec une disponibilité d’importation réduite.