​Il mercato dei Servizi Ancillari Day-Ahead (DA A/S) è stato lanciato in ISO New England il 1° marzo 2025. Ha sostituito il Forward Reserve Market e ottimizza in modo congiunto energia e servizi ancillari day-ahead in una singola sessione giornaliera di clearing. L'inverno ha rappresentato il 60% del totale del primo anno completo, ma anche questo dato sottostima quanto i costi siano stati concentrati.

Punti chiave

• La tempesta invernale Fern (25–29 gennaio 2026) ha contribuito per il 40%, e una singola giornata (27 gennaio 2026) per il 18%.
• I tassi di indisponibilità delle turbine a combustione sono scesi dal 18% all'11% dopo il lancio del DA A/S, segnale più chiaro di affidabilità del mercato.
• ISO-NE ha proposto diverse riforme, tra cui un floor del prezzo di esercizio basato sui costi del combustibile, con implementazione prevista per il quarto trimestre 2026.

Il TMNSR ha rappresentato più della metà del totale del primo anno.

Il DA A/S liquida tre prodotti di riserva day-ahead: ten-minute spinning reserve (TMSR), ten-minute non-spin reserve (TMNSR) e thirty-minute operating reserve (TMOR).

Durante tutto il primo anno, il TMNSR si è attestato a 114 milioni di dollari (43%), il TMSR a 74 milioni e il TMOR a 60 milioni. L'inverno 2026 ha amplificato il trend quando il TMNSR ha raggiunto 65 milioni di dollari in un solo trimestre.

Dodici giorni hanno generato metà dei ricavi, ma i costi elevati stanno portando ISO-NE a cambiare il design del mercato.

L'Internal Market Monitor (IMM) ha stimato che il DA A/S ha aumentato i costi totali di 974 milioni di dollari nel primo anno rispetto al precedente design energy-only, pari a circa il 9% ($8,23/MWh) del carico servito. Questa cifra è molto superiore alla valutazione d'impatto originale di ISO-NE del 2023, che prevedeva 140 milioni di dollari all'anno.

Circa il 75% della differenza rispetto alla stima iniziale è spiegata da condizioni di mercato mutate:

• I prezzi del gas naturale sono raddoppiati ($3→$7/MMBtu) e i prezzi day-ahead Hub LMP sono aumentati del 113% ($33→$71/MWh) rispetto al periodo di riferimento 2019-2021.

All'interno di questo totale elevato, la distribuzione è stata estrema. La tempesta invernale Fern (25–29 gennaio 2026) ha contribuito per il 40%, e solo il 27 gennaio 2026 per il 18%. Escludendo questi dodici giorni, i costi DA A/S sono rimasti vicini al benchmark competitivo dell'IMM. Un'altra riforma proposta prevede la riduzione del tetto Pay-for-Performance (e della relativa penale) da $9.337 a $3.500.

Le turbine a combustione hanno dominato il clearing e migliorato la loro disponibilità.

• Le turbine a combustione alimentate a olio (CT) hanno rappresentato il 40–50% dei MWh DA A/S liquidati ogni mese
• Le CT a gas hanno aggiunto un ulteriore 10–20%
• Le unità a ciclo combinato hanno guidato il TMSR

I tassi di guasto delle turbine a combustione (CT) sono scesi da una media del 18% negli anni precedenti il DA A/S all'11% dopo l'implementazione. Le CT ora guadagnano circa $3,53/kW-mese dal DA A/S, rispetto a $1,30/kW-mese del precedente Forward Reserve Market. Il DA A/S rappresenta ora circa metà dei ricavi totali delle CT.

ISO-NE ha proposto un floor basato sui costi del combustibile che cambierà il mercato dei servizi ancillari

A causa dell'aumento inatteso dei costi, ISO-NE ha proposto di aggiungere un floor del prezzo di esercizio basato sui costi del combustibile delle CT, con implementazione prevista per il quarto trimestre 2026.

Il floor si attesta in media a circa $141/MWh sul periodo di backcast. Si attiva quando il forecast RT Hub LMP è inferiore a circa $131/MWh, cioè nella maggior parte delle ore off-peak e shoulder. Il floor delle CT affronta i vincoli nella fascia bassa ancorando il prezzo di esercizio sopra il costo marginale di una turbina a combustione. Non modifica invece l'esposizione nelle ore di prezzo elevato che hanno generato la maggior parte del costo netto del DA A/S.

Cosa significa la riforma dei servizi ancillari per gli operatori BESS in ISO-NE

I costi DA A/S di ISO-NE sono stati in media di $2,10/MWh di carico nel primo anno, contro $1,39/MWh per un design NYISO comparabile. Gran parte di questo differenziale riflette la struttura di settlement tipo opzione call, che crea incentivi più forti per la performance in tempo reale rispetto all'approccio di vendita forward di NYISO.

Il floor comprimerà i ricavi verso i livelli NYISO nelle ore normali, rendendo fondamentale per gli operatori BESS la posizione day-ahead durante i picchi di prezzo per cogliere opportunità e minimizzare i rischi. Con l'avvicinarsi del picco, la disponibilità invernale diventerà sempre più cruciale per massimizzare i ricavi, poiché l'inverno è il periodo in cui il sistema è più stressato e con minore disponibilità di importazioni.