​O mercado de Serviços Ancilares do Dia Seguinte (DA A/S) foi lançado no ISO New England em 1º de março de 2025. Ele substituiu o Forward Reserve Market e passou a co-otimizar energia e serviços ancilares no dia seguinte em uma única liquidação diária. O inverno representou 60% do total do primeiro ano completo, mas mesmo esse número subestima o quão concentrado foi o custo.

Principais destaques

• A tempestade de inverno Fern (25 a 29 de janeiro de 2026) respondeu por 40%, e um único dia (27 de janeiro de 2026) por 18%.
• As taxas de indisponibilidade das turbinas a combustão caíram de 18% para 11% após o lançamento do DA A/S, sinalizando maior confiabilidade do mercado.
• O ISO-NE propôs diversas reformas, incluindo um piso baseado no custo do combustível para o preço de exercício, com implementação prevista para o quarto trimestre de 2026.

TMNSR respondeu por mais da metade do total no primeiro ano.

O DA A/S liquida três produtos de reserva no dia seguinte: reserva girante de dez minutos (TMSR), reserva não girante de dez minutos (TMNSR) e reserva operacional de trinta minutos (TMOR).

Ao longo do primeiro ano, a TMNSR liquidou US$ 114 milhões (43%), a TMSR US$ 74 milhões e a TMOR US$ 60 milhões. O inverno de 2026 ampliou esse padrão, quando a TMNSR liquidou US$ 65 milhões em apenas um trimestre.

Doze dias geraram metade da receita, mas os altos custos estão levando o ISO-NE a mudar o desenho do mercado.

O Monitor Interno de Mercado (IMM) estimou que o DA A/S aumentou os custos totais em US$ 974 milhões em seu primeiro ano em comparação ao modelo anterior apenas de energia, ou cerca de 9% (US$ 8,23/MWh) da carga atendida. Esse valor ficou muito acima da avaliação de impacto original do ISO-NE em 2023, que previa US$ 140 milhões por ano.

Cerca de 75% da diferença em relação à estimativa original é explicada por mudanças nas condições de mercado:

• Os preços do gás natural dobraram (US$ 3→US$ 7/MMBtu) e os LMPs Hub do dia seguinte subiram 113% (US$ 33→US$ 71/MWh) em comparação ao período de referência de 2019-2021.

Dentro desse total elevado, a distribuição foi extrema. A tempestade de inverno Fern (25 a 29 de janeiro de 2026) respondeu por 40%, e o dia 27 de janeiro de 2026 sozinho por 18%. Fora desses doze dias, os custos do DA A/S ficaram próximos ao parâmetro competitivo do IMM. Outra reforma proposta inclui reduzir o teto do Pay-for-Performance (e a penalidade associada) de US$ 9.337 para US$ 3.500.

Turbinas a combustão dominaram a liquidação e melhoraram sua disponibilidade.

• Turbinas a combustão a óleo (CT) responderam por 40–50% dos MWh liquidados mensalmente no DA A/S
• CTs a gás somaram 10–20%
• Unidades de ciclo combinado lideraram no TMSR

As taxas de indisponibilidade das turbinas a combustão (CT) caíram de uma média de 18% nos anos anteriores ao DA A/S para 11% após a implementação. Agora, as CTs recebem aproximadamente US$ 3,53/kW-mês do DA A/S, em comparação com US$ 1,30/kW-mês no antigo Forward Reserve Market. O DA A/S representa atualmente cerca de metade da receita total das CTs.

ISO-NE propõe piso baseado no custo do combustível para reformular o mercado de serviços ancilares

Devido ao aumento inesperado dos custos, o ISO-NE propôs adicionar um piso baseado no custo do combustível das CTs ao preço de exercício, com implementação prevista para o quarto trimestre de 2026.