In New York wurden 300 % mehr dezentrale Batteriespeicher (BESS) installiert als großtechnische Anlagen. Diese Projekte erhielten Vorrang, da das Value of Distributed Energy Resources (VDER)-Programm verlässliche Einnahmen bot. Doch 2024 schwächte sich dieser Weg ab, da lukrative standortbezogene Anreize ausgeschöpft waren. Gleichzeitig verlagerte der Index Storage Credit (ISC) die Investitionsbereitschaft in den kommenden Jahren auf großtechnische Energiespeicher.
Was signalisiert der dezentrale Ausbau für Entwickler von Netzspeichern?
Die VDER-Zahlungen zeigten, welche Regionen höhere Vergütungen brauchten, um Kapital anzuziehen. Con Edison, der Versorger von New York City, bot 284 $/kW-Jahr – mehr als das Vierfache der 18–70 $/kW-Jahr im Norden des Bundesstaates. Daher wurden 110 MW (36 % der Kapazität) trotz der höchsten Baukosten des Staates im Con-Edison-Gebiet installiert.
Wichtige Erkenntnisse
- Die VDER-Anreize von Con Edison erreichten 284 $/kW-Jahr für 2-stündige BESS. Im Gegensatz dazu boten Versorger im Norden 18–70 $/kW-Jahr, was 44–86 % unter den Gestehungskosten (Gross Cost of New Entry) von 126 $/kW-Jahr lag.
- Im November 2025 waren 93 % der standortbezogenen Anreize von Con Edison ausgeschöpft. Nur 7 MW bleiben in drei Manhattan-Netzen übrig.
- Die erste ISC-Ausschreibung lenkt Kapital in 15-jährige Verträge, größere Projekte und Netzanschlüsse.
- Die erste Clusterstudie des reformierten Netzzugangsprozesses umfasst 19 GW an Batteriespeicherprojekten. Modo Energy schätzt, dass bis 2030 2–4 GW tatsächlich realisiert werden – limitiert durch die vertraglich möglichen Einnahmen unter dem ISC.
Wie VDER und ISC die Einnahmen für BESS strukturieren
Projekte, die am VDER teilnehmen, dürfen nicht gleichzeitig am NYISO-Großhandelsmarkt agieren. VDER vergütet Speicherprojekte über zwei Komponenten im Netztarif, die das BESS-Einkommen sichern: Der Location-Based System Relief Value (LSRV) bietet feste Zahlungen pro Kilowatt und Jahr für das Verschieben von Netzaufrüstungen. Der Demand Reduction Value (DRV) bietet variable Zahlungen pro Kilowattstunde während von Versorgern definierten Spitzenzeiten.
Im Gegensatz zu VDER erlaubt der ISC die Teilnahme an NYISO-Energie- und Systemdienstleistungsmärkten und bietet einen garantierten Mindestpreis plus mögliche Zusatzerlöse. Der ISC vergibt 15-jährige Kapazitätszahlungen, die in Ausschreibungen ermittelt werden.
Beide Programme bieten eine langfristige, vertraglich gesicherte Einnahmebasis, die Kreditgeber bevorzugen.
Die VDER-Anreize von Con Edison waren 400 % höher als bei anderen Versorgern
Con Edison bot für 2-stündige BESS eine landesweit führende Vergütung von 284 $/kW-Jahr, was den Gestehungskosten (CONE) von 183 $/kW-Jahr um 101 $/kW-Jahr überstieg. Nur in dieser Region übertraf der VDER-Wert allein die Gestehungskosten.
Im Norden blieben hingegen 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 die Engpässe in Zone J wider
Die Unterschiede bei den Subventionen erklären die Ausbau-Trends. Con Edison zahlte 0,85 $/kWh während Lastmanagement-Zeiten (4 Zeitfenster täglich zwischen 24. Juni und 15. September). Im Norden lagen die Zahlungen bei 0,09–0,22 $/kWh. Die 4- bis 10-fache Differenz spiegelt die Netzengpässe in Zone J wider.
Gebaut wurde dort, wo die Finanzierung die Hürden überwand. Con Edison erreichte 110,5 MW (36 % des Landesausbaus) trotz höchster Gestehungskosten. National Grid kam auf 118,4 MW (38 %), verteilte diese aber auf sechs NYISO-Zonen. Pro Zone war die Konzentration in Zone J von Con Edison weit höher.
Die hohen LSRV-Zahlungen im Con-Edison-Gebiet haben zwei Ursachen: Erstens führen Engpässe im Übertragungsnetz zu hohen Staukosten. Con Edison ist in Zone J tätig, der am stärksten überlasteten NYISO-Zone. Zweitens identifizierte NYISO ab Sommer 2025 einen erhöhten Bedarf an Versorgungssicherheit in Zone J und passte die LSRV-Zahlungen entsprechend an.
VDER ist für New Yorks Batteriespeicher am Ende seiner Möglichkeiten
Die Ausschöpfung der VDER-Anreize bei Con Edison beendete den dezentralen Ausbaupfad. Die Aufnahmekapazität von Con Edison lag im November 2025 bei 93 % Auslastung. Nur noch 7 MW LSRV-Berechtigung bleiben an drei Knoten in Manhattan. Neue Projekte erhalten damit in den meisten Gebieten von NYC keine LSRV-Budgets mehr.
Auf Long Island war der Weg schon früher verschlossen. Die Phase-One-LSRV lag zunächst bei 55 $/kW-Jahr, sank in Phase Two aber um 90 % auf 5,49 $/kW-Jahr. Daher förderten die Versorger auf Long Island nur 10,0 MW (3 % der Kapazität) trotz hoher Netzengpässe.
Der feste LSRV von VDER bot bei Con Edison zunächst eine Untergrenze, die nach der Ausschöpfung die Erlöse um 50 % reduzierte (ohne variable Kapazitätserlöse):
- Vor Ausschöpfung: 284 $/kW-Jahr
- Nach Ausschöpfung: 140 $/kW-Jahr
Der Rückgang auf 140 $/kW-Jahr entzog den Kreditgebern die feste Basis zur Verschuldung und erschwerte den weiteren Ausbau dezentraler Speicher in New York City.
Die Aggregation verteilter Energieressourcen (DERs) könnte theoretisch DRV mit Großhandelserlösen kombinieren. In der Praxis gab es trotz eines neuen Aggregationsprogramms von 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 Entwicklung von BESS im Bundesstaat voran. Die 15-jährigen ISC-Verträge bieten nun Bankfähigkeit für großtechnische Speicher, wo aktuell Einnahmelücken bestehen. Großhandelserlöse bieten zwar Potenzial, können die Vertragssicherheit für die Finanzierung aber nicht ersetzen.
Der ISC öffnete 1,42 Mrd. $ für potenzielle Netzspeicher
Der ISC stellt 700 Millionen bis 1,42 Milliarden US-Dollar ausschließlich für Netzprojekte über 5 MW in drei jährlichen Ausschreibungen (2025–2027) bereit. Das Programm verlangt Projekte über 5 MW, davon sind 20 % für 8-Stunden-Batterien reserviert und 10 % für 2-Stunden-Systeme gedeckelt. Diese Struktur bevorzugt größere Projekte mit Skaleneffekten.
Die Clusterstudie umfasst 19 GW an Netzspeicher-Anträgen, die auf vertraglich gesicherte Einnahmen im großen Maßstab abzielen. Zum Vergleich: Die gesamte LSRV-Kapazität von Con Edison betrug 88 MW. Die Referenzpreise, die die ISC-Gebote beeinflussen, sind im Con-Edison-Gebiet am höchsten – entsprechend den LSRV-Erlösen.
Großtechnische Projekte haben strukturelle Vorteile beim ISC: Größere Anlagen verteilen fixe Entwicklungskosten auf mehr Kapazität und senken so die Kosten pro kW um 15–25 % gegenüber dezentralen Projekten. Zudem entfallen für Netzprojekte die 5–10 % Aggregationsgebühren, die bei dezentralen Projekten anfallen. Niedrigere Kosten und höhere Erlöse ermöglichen wettbewerbsfähigere Gebote.
Die Clusterstudie umfasst 19 GW, während Analysen 2–4 GW Kapazität bis 2030 erwarten. Beide Zahlen spiegeln die gleiche Begrenzung wider: begrenzte vertraglich gesicherte Einnahmen bei der 1-GW-Startzuweisung des ISC.
Die Erfahrungen mit dezentralem Ausbau zeigen, wo Großspeicher gebaut werden können. Manche Knotenpunkte erlauben aus technischen oder kapazitätsbedingten Gründen nur dezentrale Speicher. Dort erfüllen Netz- und dezentrale Speicher unterschiedliche Anforderungen. Es gibt aber auch Knoten, an denen beide Varianten möglich sind.
An diesen Überschneidungspunkten werden Netzprojekte Standorte mit minimaler Baukomplexität bevorzugen. Potenzial bieten stillgelegte Kraftwerksstandorte mit bestehenden Netzanschlüssen, Grundstücke neben Umspannwerken mit bekannten Anschlussmöglichkeiten sowie städtische Industrieflächen mit etablierten Genehmigungswegen.
Was das für künftige Projekte bedeutet
Der Wechsel von dezentralem VDER zu großtechnischem ISC spiegelt konstante Grundbedürfnisse wider. Zone J und das Con-Edison-Gebiet benötigen weiterhin Speicher – der Mechanismus wechselte von Netztarifen zu Ausschreibungsverträgen.
Die 19-GW-Clusterstudie übersteigt jedoch die anfängliche ISC-Zuteilung von 1 GW deutlich. Dieses Überangebot erzeugt Auswahlrisiken. Entwickler müssen äußerst wettbewerbsfähige Gebote abgeben, um Verträge zu erhalten. Projekte ohne Kostenvorteile werden Schwierigkeiten haben.
Die erste ISC-Ausschreibung wird den Bedarf in Zone J nicht decken. Die Netzengpässe bestehen über jede einzelne Vergaberunde hinaus. Sollte das Programm Bankfähigkeit zeigen und Projekte ans Netz gehen, wird NYSERDA wahrscheinlich weitere Kapazitätsrunden freigeben. Entwickler sollten Ausführungsquoten und Anschlussfristen beobachten, um künftige Zuteilungen vorherzusehen.
