​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 co-ottimizza energia e servizi ancillari day-ahead in una singola sessione di clearing giornaliera. L’inverno ha rappresentato il 60% del totale del primo anno completo, ma anche questa cifra 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, il segnale più chiaro di affidabilità del mercato.
• ISO-NE ha proposto diverse riforme, tra cui un prezzo minimo basato sul costo del combustibile, con implementazione prevista per il Q4 2026.

Il TMNSR ha rappresentato oltre metà del pool del primo anno.

Il DA A/S liquida tre prodotti di riserva in anticipo: riserva rotante di dieci minuti (TMSR), riserva non rotante di dieci minuti (TMNSR) e riserva operativa di trenta minuti (TMOR).

Nel primo anno completo, il TMNSR ha chiuso a 114 milioni di dollari (43%), il TMSR a 74 milioni e il TMOR a 60 milioni. L’inverno 2026 ha accentuato il trend quando il TMNSR ha raggiunto 65 milioni di dollari in un solo trimestre.

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

L’Internal Market Monitor (IMM) ha stimato che il DA A/S abbia 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. Questo valore è di gran lunga superiore alla valutazione d’impatto originaria di ISO-NE del 2023, che prevedeva 140 milioni di dollari l’anno.

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

• I prezzi del gas naturale sono raddoppiati ($3→$7/MMBtu) e gli Hub LMP day-ahead 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 il solo 27 gennaio 2026 per il 18%. Al di fuori di questi dodici giorni, i costi del DA A/S si sono mantenuti vicini al benchmark competitivo dell’IMM. Un’altra riforma proposta prevede di ridurre il Pay-for-Performance cap (e la relativa penalità) 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 mensilmente
• Le CT a gas hanno aggiunto il 10–20%
• Le unità a ciclo combinato hanno guidato il TMSR

I tassi di indisponibilità delle turbine a combustione (CT) sono scesi da una media del 18% negli anni precedenti al DA A/S all’11% dopo l’implementazione. Ora le CT 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 la metà dei ricavi totali delle CT.

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

A causa degli aumenti imprevisti dei costi, ISO-NE ha proposto di introdurre un prezzo minimo per le CT, basato sul costo del combustibile, con implementazione prevista per il Q4 2026.