Entwickler haben in New York 300 % mehr dezentrale Batteriespeichersysteme (BESS) installiert als Projekte im Versorgungsmaßstab. Diese Projekte wurden bevorzugt umgesetzt, da das Value of Distributed Energy Resources (VDER)-Programm bankfähige Einnahmen bot. Im Jahr 2024 schwächte sich dieser Weg jedoch ab, da lukrative standortbezogene Anreize erschöpft waren. Gleichzeitig verlagerte der Index Storage Credit (ISC) die Investitionen in den kommenden Jahren hin zu großflächigen Energiespeichern.
Was bedeutet der dezentrale Ausbau für Entwickler großflächiger Speicher?
Die VDER-Zahlungen zeigten, in welchen Regionen höhere Vergütungen notwendig waren, um Kapital anzuziehen. Con Edison, der Energieversorger von New York City, bot 284 $/kW-Jahr – mehr als das Vierfache des Werts im Norden des Bundesstaates (18–70 $/kW-Jahr). Daher wurden 110 MW (36 % des Ausbaus) im Gebiet von Con Edison installiert, trotz der höchsten Baukosten im Bundesstaat.
Wichtige Erkenntnisse
- Con Edisons VDER-Anreize erreichten 284 $/kW-Jahr für 2-Stunden-BESS. Im Vergleich dazu boten Versorger im Norden 18–70 $/kW-Jahr, sodass die BESS-Einnahmen 44–86 % unter den dortigen Gestehungskosten von 126 $/kW-Jahr lagen.
- Im November 2025 waren Con Edisons standortbezogene Anreize zu 93 % ausgeschöpft. Nur noch 7 MW verbleiben in drei Manhattan-Netzen.
- Die erste ISC-Ausschreibung lenkt Kapital in 15-Jahres-Verträge, größere Projekte und Netzanschlüsse.
- Die erste Cluster-Studie des reformierten Netzzugangsprozesses umfasst 19 GW an Batteriespeicherprojekten. Modo Energy schätzt, dass bis 2030 2–4 GW realisiert werden können – begrenzt durch den im ISC kontrahierbaren Umsatz.
Wie VDER und ISC die Einnahmen für BESS strukturieren
Projekte, die an VDER teilnehmen, dürfen nicht gleichzeitig an den Großhandelsmärkten der NYISO teilnehmen. VDER vergütet Speicherprojekte über zwei Bestandteile in den Tarifen der Versorger, die die BESS-Einnahmen sichern. Der standortbezogene Systementlastungswert (LSRV) bietet feste Zahlungen in Dollar pro kW und Jahr für das Verschieben von Netzausbaumaßnahmen. Der Wert für Nachfragereduktion (DRV) bietet variable Zahlungen in Dollar pro kWh während von den Versorgern definierten Spitzenzeiten.
Im Gegensatz zu VDER erlaubt der ISC Projekten die Teilnahme an den Energie- und Systemdienstleistungsmärkten der NYISO. Dabei gibt es einen vertraglich garantierten Mindestumsatz plus mögliche Zusatzerlöse. Der ISC bietet 15-jährige Kapazitätszahlungen, die im Wettbewerb vergeben werden.
Beide Programme bieten eine langfristig garantierte Einnahmebasis, die von Kreditgebern bevorzugt wird.
Con Edisons VDER-Anreize lagen 400 % über anderen Versorgern
Con Edisons führende Vergütung für 2-Stunden-BESS lag bei 284 $/kW-Jahr und übertraf die Gestehungskosten (CONE) von 183 $/kW-Jahr um 101 $/kW-Jahr. Con Edison ist die einzige Region in New York, in der allein durch VDER die Gestehungskosten überschritten wurden.
Im Gegensatz dazu blieben bei Versorgern im Norden erhebliche Einnahmelücken:
- NYSEG: 70 $/kW-Jahr (56 % von 126 $/kW-Jahr CONE)
- National Grid: 28 $/kW-Jahr (22 % von 126 $/kW-Jahr CONE)
Con Edisons Vorteil spiegelt Einschränkungen in Zone J wider
Unterschiede bei den Subventionen erklären die Ausbau-Trends. Con Edison bot 0,85 $/kWh während der Demand-Response-Phasen (4 Zeitfenster pro Tag zwischen 24. Juni und 15. September). Im Norden boten Versorger 0,09–0,22 $/kWh in ihren Demand-Response-Programmen. Die 4- bis 10-fache Differenz spiegelt die Netzengpässe in Zone J wider.
Entwickler bauten dort, wo sich die Finanzierung lohnte. Con Edison realisierte 110,5 MW (36 % des gesamten Ausbaus), trotz der höchsten Gestehungskosten. National Grid erreichte 118,4 MW (38 %), verteilte dies jedoch auf sechs NYISO-Zonen. Pro Zone war die Konzentration bei Con Edison in Zone J deutlich höher.
Hohe LSRV-Zahlungen im Gebiet von Con Edison spiegeln zwei Faktoren wider: Erstens führen die Engpässe im Übertragungsnetz zu hohen Staukosten. Con Edison operiert in Zone J, der am stärksten beschränkten Zone im NYISO. Zweitens erkannte NYISO ab Sommer 2025 einen erhöhten Bedarf an Versorgungssicherheit in Zone J und passte die LSRV entsprechend an.
VDER ist für New Yorks BESS am Ende seiner Tragfähigkeit
Die Ausschöpfung der VDER-Anreize bei Con Edison schloss den dezentralen Weg. Die Aufnahmefähigkeit erreichte im November 2025 93 %. Nur noch 7 MW LSRV-Berechtigung verbleiben an drei Standorten in Manhattan. Damit gelten die LSRV-Budgets für neue Projekte in den meisten NYC-Gebieten nicht mehr.
Auf Long Island wurde der Weg bereits früher geschlossen. Die erste LSRV-Phase bot dort zunächst 55 $/kW-Jahr, in Phase zwei fiel der Wert jedoch um 90 % auf 5,49 $/kW-Jahr. Dadurch wurden auf Long Island trotz hoher Netzengpässe nur 10,0 MW (3 % der landesweiten Kapazität) gefördert.
Der feste LSRV im Gebiet von Con Edison bot bis zur Erschöpfung eine stabile Einnahmebasis, wodurch die wettbewerbsfähigen Einnahmen dort um 50 % sanken (ohne variable Kapazitätserlöse):
- Vor Erschöpfung: 284 $/kW-Jahr
- Nach Erschöpfung: 140 $/kW-Jahr
Der Rückgang auf 140 $/kW-Jahr nahm Kreditgebern die feste Grundlage für die Kreditvergabe und hemmte den Ausbau dezentraler Batteriespeicher in New York City.
Die Aggregation verteilter Energieressourcen (DERs) könnte theoretisch DRV mit Großhandelserlösen kombinieren. In der Praxis gab es trotz eines neuen Aggregationsprogramms der NYISO bislang keine breite Teilnahme.
Zudem konnte keine andere Einnahmequelle die beiden VDER-Anreize ersetzen. Selbst kombinierte Erlöse aus Energieverkauf, Kapazitätszahlungen und Systemdienstleistungen liegen unter dem Subventionsniveau.
Der Index Storage Credit treibt jedoch die BESS-Entwicklung im Bundesstaat voran. Die 15-jährigen ISC-Verträge bieten nun Bankfähigkeit für großflächige BESS, wo aktuell Einnahmelücken bestehen. Großhandelserlöse bieten zusätzliches Potenzial, ersetzen aber nicht die Planungssicherheit von Verträgen für die Fremdfinanzierung.
Der ISC öffnete 1,42 Mrd. $ für großflächige BESS
Der ISC stellt 700 Millionen bis 1,42 Milliarden US-Dollar ausschließlich für Projekte über 5 MW in drei jährlichen Ausschreibungen (2025–2027) bereit. Mindestens 20 % sind für 8-Stunden-Batterien reserviert, maximal 10 % für 2-Stunden-Systeme. Diese Struktur bevorzugt größere Projekte mit Skaleneffekten.
Die Cluster-Studie umfasst 19 GW an großflächigen BESS-Anträgen, die auf skalierbare, vertraglich gesicherte Einnahmen abzielen. Zum Vergleich: Die gesamte LSRV-Kapazität von Con Edison lag bei 88 MW. Die Referenzpreise, die die ISC-Gebote bestimmen, sind im Gebiet von Con Edison am höchsten und spiegeln die LSRV-Erlösstruktur wider.
Projekte im Versorgungsmaßstab haben strukturelle Vorteile bei der ISC-Wertschöpfung. Größere Anlagen verteilen die Fixkosten auf mehr Kapazität und senken die Kosten pro kW um 15–25 % gegenüber dezentralen Projekten. Außerdem sparen sie die 5–10 % Aggregationsgebühren, die für dezentrale Projekte anfallen. Geringere Kosten und höhere Einnahmen ermöglichen wettbewerbsfähigere Gebote.
Die Cluster-Studie umfasst 19 GW, während die Prognose 2–4 GW Kapazität bis 2030 vorsieht. Beide Zahlen spiegeln die gleiche Begrenzung wider: Die kontrahierbaren ISC-Einnahmen sind durch das 1 GW-Startkontingent limitiert.
Die Historie des dezentralen Ausbaus zeigt, wo großflächige Speicher gebaut werden können. Einzelne Knotenpunkte eignen sich technisch nur für dezentrale Speicher. Dort bedienen großflächige und dezentrale Projekte unterschiedliche Anforderungen. Es gibt jedoch auch Standorte, an denen beide Varianten möglich sind.
An diesen überlappenden Standorten werden Projekte im Versorgungsmaßstab auf eine möglichst unkomplizierte Realisierung setzen. Potenzielle Flächen sind z. B. alte Kraftwerksstandorte mit bestehenden Netzanschlüssen, Grundstücke neben Umspannwerken mit bekannten Anschlussmöglichkeiten oder städtische Industrieflächen mit etablierten Genehmigungswegen.
Was das für künftige Projekte bedeutet
Der Wechsel vom dezentralen VDER zum großflächigen ISC spiegelt stabile Grundbedingungen wider. Zone J und das Gebiet von Con Edison benötigen weiterhin Speicher. Der Mechanismus hat sich von Versorgertarifen zu wettbewerblichen Verträgen verschoben.
Die 19 GW der Cluster-Studie übersteigen jedoch das 1 GW-Startkontingent des ISC deutlich. Dieses Überangebot birgt Selektionsrisiken. Entwickler müssen besonders wettbewerbsfähige Gebote abgeben, um Verträge zu erhalten. Projekte ohne Kostenvorteil werden es schwer haben.
Die erste ISC-Ausschreibung wird den Bedarf in Zone J nicht vollständig decken. Die Netzengpässe bestehen über einzelne Vergaberunden hinaus. Sollte das Programm Bankfähigkeit demonstrieren und Projekte in Betrieb gehen, wird NYSERDA vermutlich weitere Ausschreibungen genehmigen. Entwickler sollten die Umsetzungsquoten und Anschlusszeiten beobachten, um zukünftige Vergaben abzuschätzen.
