Der Value of Distributed Energy Resources (VDER) Tarif ist New Yorks Mechanismus zur Förderung von dezentralen BESS. Er ist eine Alternative zur Teilnahme am Großhandelsmarkt, nicht eine Ergänzung dazu. Eine angemeldete Batterie erhält den Energiewert ihrer Einspeisungen und Kapazitätsmarkterlöse, zuzüglich standortbezogener Gutschriften, dem Locational System Relief Value (LSRV), sowie Anreize zur Nachfragereduzierung, bekannt als Demand Reduction Value (DRV) Gutschrift.

Die sieben Versorgungsunternehmen New Yorks zahlen unterschiedlich aus, und diese Unterschiede nehmen bis 2044 weiter zu. Con Edison könnte bis zu 254 $/kW-Jahr im Jahr 2027 und 388 $/kW-Jahr bis 2035 auszahlen. PSEG Long Island zahlt im zweiten Jahrzehnt am meisten und erreicht 391 $/kW-Jahr bis 2044. Die fünf Upstate- und Hudson Valley-Gebiete liegen 2026 unter 98 $/kW-Jahr und erreichen maximal 184 $/kW-Jahr im Jahr 2041.

Zentrale Erkenntnisse

• Con Edison und PSEG Long Island sind die beiden attraktivsten Gebiete für Investitionen, mit durchschnittlich 290 $/kW-Jahr bzw. 270 $/kW-Jahr von 2026 bis 2049. Eine Großbatterie an denselben Netzknoten erzielt 165 $/kW-Jahr bzw. 170 $/kW-Jahr.
• Central Hudson, NYSEG und RG&E sind mit 57 $/kW-Jahr bis 80 $/kW-Jahr am wenigsten attraktiv, unterhalb der eigenen Großhandelsalternative von 117 $/kW-Jahr bis 123 $/kW-Jahr.
• DRV- und Kapazitätszahlungen machen Projekte rentabel und liefern 91 % der VDER-BESS-Einnahmen bei Con Edison im Jahr 2026 und 57 % bis 80 % in anderen Gebieten. Der DRV ist eine Leistungsanforderung, die pro Kilowattstunde gezahlt wird, die während der Sommer-Dispatch-Zeiträume exportiert wird.

Con Edison führt bis 2039, dann treiben Long Island-Kapazitätspreise PSEG auf 391 $/kW-Jahr in 2044

Die gleiche 5 MW, 4-Stunden-Batterie erzielt je nach Tarif sehr unterschiedliche Ergebnisse. Über den Betrachtungszeitraum verdient VDER in Con Edison-Gebiet 1,8-mal so viel wie der Großhandel und auf Long Island 1,6-mal so viel. National Grid liegt 14 % über der Großhandelsalternative, Orange & Rockland liegt gleichauf. Im Gegensatz dazu schneidet eine Netzbatterie bei NYSEG, RG&E und Central Hudson besser als VDER ab.

Modo Energy prognostiziert, dass Con Edison im Jahr 2027 254 $/kW-Jahr zahlt, abhängig von hohen Kapazitätszahlungen im Sommer. Die Zahl sinkt auf 142 $/kW-Jahr in 2028, wenn neue Kapazitäten im Süden hinzukommen und die Preise ihren Tiefpunkt erreichen, steigt aber bis 2035 wieder auf 388 $/kW-Jahr, wenn die Kapazitätspreise erneut anziehen. Ein heute angemeldetes Projekt würde den DRV-Satz von 198 $/kW-Jahr behalten, sofern die Betreiber während des Dispatch-Fensters die maximale Leistung erbringen.

PSEG Long Island verdient bis in die späten 2030er Jahre weniger und bewegt sich zwischen 147 $/kW-Jahr und 213 $/kW-Jahr bis 2036, da die Kapazitätspreise auf Long Island niedriger sind als in NYC. Danach steigen die PSEG-Zahlungen stark an, überholen Con Edison ab 2039 dauerhaft und erreichen 391 $/kW-Jahr im Jahr 2044. Dieser Anstieg basiert auf Kapazitätspreisen 13 bis 18 Jahre im Voraus, unter einem von LIPA festgelegten Tarif.

NYSEG, RG&E und Central Hudson starten mit 21 $/kW-Jahr bis 40 $/kW-Jahr und erreichen ihre Tiefststände 2029, wenn NYSEG und Central Hudson beide negativ werden. Ihre DRV-Obergrenzen von 12 $/kW-Jahr bis 25 $/kW-Jahr reichen nicht aus, um Fixkosten von 50 $/kW-Jahr bis 66 $/kW-Jahr zu decken. Ihre Kurven steigen durch wachsende Kapazitätspreise aus dem Tief und erreichen 109 $/kW-Jahr bis 132 $/kW-Jahr bis 2040. National Grid und Orange & Rockland liegen während des gesamten Prognosezeitraums dazwischen.

Energie ist der kleinste Bestandteil, unabhängig vom Versorger. Modo Energys Marktausblick sieht für 4-Stunden-TB4-Spreads bis 2041 77 $/kW-Jahr in den Zonen A und B, gegenüber 41 $/kW-Jahr in New York City. Dennoch erreicht in keinem Gebiet die Energiegutschrift 39 $/kW-Jahr.

Der Nettoumsatz sinkt in den späten 2040er Jahren, da das Angebot die Nachfrage einholt. Die fünf anderen Gebiete erreichen ihren Höchststand 2041 und liegen bis 2049 um 28 % bis 51 % darunter. Ein Upstate-Projekt, das auf diesem Höchststand basiert, ist auf sein bestes Jahr und nicht auf den Durchschnittswert kalkuliert.

Steigende Kapazitätspreise treiben das Umsatzwachstum unter VDER

Modo Energy prognostiziert, dass die unforced capacity clearing prices in New York City von 20,7 $/kW-Monat im Jahr 2026 auf 62 $/kW-Monat bis 2044 steigen – doppelt so viel wie auf Long Island.

VDER zahlt diesen Clearingpreis nicht an BESS-Betreiber. Con Edison veröffentlicht eine eigene monatliche Zahlung unter Alternative 3, 13,73 $/kW für New York City im Juli 2026. Die Zahlung ist der Preis, reduziert um das Kapazitäts-Tag der Batterie, das jedes Jahr durch die Exporte während der höchsten NYCA-Spitzenstunde im vorherigen Zeitraum festgelegt wird.

Die Zahlung hängt also davon ab, wie viel die Batterie während der höchsten Nachfragestunde des Vorjahres in New York State exportiert hat. Diese Stunde jedes Jahr voll zu treffen, ist schwer zu garantieren, daher rechnet Modo Energy im Basisszenario mit 75 % davon. Eine Großhandelsbatterie erhält stattdessen den Clearingpreis, reduziert um den Vier-Stunden-Akkreditierungsfaktor von NYISO.

Der DRV halbiert sich nach Jahr 10, aber die Kapazität hält Con Edison über 288 $/kW-Jahr

Der DRV zahlt einen festen Satz pro Kilowattstunde, die eine Batterie während des Demand Relief-Fensters ihres Versorgers exportiert, bis zu 198 $/kW-Jahr bei Con Edison. Der Satz wird bei Anmeldung festgelegt und gilt für 10 Jahre.

Jedes Projekt trifft nach 10 Jahren auf denselben Einschnitt. Danach fällt der DRV auf den dann geltenden Satz zurück, den Modo Energy mit der Hälfte des ursprünglichen Satzes modelliert. Für eine Anmeldung 2026 erfolgt der Einschnitt 2036, wodurch 99 $/kW-Jahr aus dem Con Edison-Stack wegfallen. Der Tarif veröffentlicht keinen Plan für die Zeit nach dem Jahrgang, daher wird die Halbierung von Modo Energy prognostiziert.

Die Kapazität gleicht den Rückgang der DRV-Einnahmen nicht aus. Con Edisons Kapazitätsgutschrift steigt nur um 2 $/kW-Jahr in 2036 und 19 $/kW-Jahr bis 2044, sodass der Höchststand 2035 nie wieder erreicht wird. Die Kapazitätserlöse stabilisieren jedoch die Einnahmen, mit Nettoerlösen zwischen 288 $/kW-Jahr und 298 $/kW-Jahr von 2036 bis 2044.

Eine LSRV-Prämie bringt bis zu 141 $/kW-Jahr, aber nur an ausgewählten Umspannwerken unter VDER

Der LSRV ist eine Gutschrift, die nur an von der Versorgungsfirma ausgewiesenen Umspannwerken gezahlt wird, und wie der DRV sind die Zahlungen für 10 Jahre fest.

Con Edison weist 141 $/kW-Jahr aus, und der Juli 2026-Bericht zeigt noch 5,06 MW Spielraum in zwei Netzwerken. Alle anderen ausgewiesenen Con Edison-Standorte haben keinen Spielraum mehr. National Grid listet 53 berechtigte Umspannwerke, davon sind 20 bereits voll, und Central Hudson weist keine LSRV-Standorte aus.

Die veröffentlichten Sätze erhöhen ein Con Edison-Projekt von 2026 um 52 % und ein NYSEG-Projekt um 176 %. Allerdings beschränkt der LSRV die Standorte auf Umspannwerke mit verbleibendem Spielraum, die möglicherweise in Gebieten mit begrenztem nutzbarem Land oder zusätzlichen Anschlusskosten liegen.

Was bedeutet das für Entwickler, Investoren und Kreditgeber?

Con Edison und PSEG Long Island erzielen über den gesamten Zeitraum höhere Erträge als der Großhandelsweg, getragen von Kapazitätspreisen in knappen Regionen. Die fünf anderen Gebiete erreichen weniger als 184 $/kW-Jahr, und die schwächsten drei bleiben unter ihrer eigenen Großhandelsalternative.

Zeitpunkt der Anmeldung und Standortwahl bestimmen den Rest. Der DRV und jeder LSRV-Bonus werden bei Anmeldung für 10 Jahre festgeschrieben, während Kapazitäts- und Energiepreise jährlich neu bewertet werden. Eine Anmeldung 2026 hält die aktuellen Sätze über die Jahre, in denen die Kapazitätspreise am stärksten steigen sollen. Der LSRV-Spielraum im Con Edison-Gebiet ist fast ausgeschöpft, sodass der verbleibende Standortvorteil an ausgewiesenen Umspannwerken in anderen Gebieten liegt.