La Tarifa de Valor de los Recursos Energéticos Distribuidos (VDER) tarifa es el mecanismo de Nueva York para incentivar los sistemas BESS distribuidos. Es una alternativa a la participación en el mercado mayorista, no un complemento. Una batería inscrita obtiene el valor de la energía que exporta y los ingresos del mercado de capacidad, además de créditos de localización, el Valor de Alivio del Sistema Local (LSRV), e incentivos por reducción de demanda, conocidos como crédito de Valor de Reducción de Demanda (DRV).

Las siete empresas eléctricas de Nueva York pagan de forma diferente, y estas diferencias aumentan hasta 2044. Con Edison podría pagar hasta $254/kW-año en 2027 y $388/kW-año en 2035. PSEG Long Island paga más en la segunda década, alcanzando $391/kW-año en 2044. Los cinco territorios del norte y del valle del Hudson se mantienen por debajo de $98/kW-año en 2026 y llegan a un máximo de $184/kW-año en 2041.

Puntos clave

• Con Edison y PSEG Long Island son los dos territorios más atractivos para invertir, generando $290/kW-año y $270/kW-año respectivamente entre 2026 y 2049. Una batería a escala de red en los mismos nodos obtiene $165/kW-año y $170/kW-año.
• Central Hudson, NYSEG y RG&E son los menos atractivos, con $57/kW-año a $80/kW-año, por debajo de la alternativa mayorista de su propia zona de $117/kW-año a $123/kW-año.
• Los pagos por DRV y capacidad permiten que los proyectos sean viables, aportando el 91% de los ingresos VDER BESS en Con Edison en 2026 y entre el 57% y 80% en otros lugares. El DRV es una obligación de desempeño, pagada por cada kilovatio-hora exportado durante las ventanas de despacho de verano.

Con Edison lidera hasta 2039, luego los precios de capacidad de Long Island impulsan a PSEG hasta $391/kW-año en 2044

La misma batería de 5 MW y 4 horas obtiene resultados muy diferentes según la tarifa. Promediando el horizonte, VDER supera al mercado mayorista por 1.8 veces en el territorio de Con Edison y 1.6 veces en Long Island. National Grid supera en un 14% a su alternativa mayorista y Orange & Rockland la iguala. Sin embargo, una batería a escala de red supera a VDER en NYSEG, RG&E y Central Hudson.

Modo Energy prevé que Con Edison pague $254/kW-año en 2027, dependiendo de pagos de capacidad elevados durante el verano. Baja a $142/kW-año en 2028 con la llegada de nueva oferta en el sur y la caída de los precios de capacidad, luego sube a $388/kW-año en 2035 al aumentar nuevamente estos precios. Un proyecto que se inscriba hoy mantendría la tarifa DRV de $198/kW-año durante todo el periodo si los operadores maximizan el desempeño en la ventana de despacho.

PSEG Long Island gana menos hasta finales de la década de 2030, oscilando entre $147/kW-año y $213/kW-año hasta 2036, ya que los precios de capacidad de Long Island son inferiores a los de NYC. Luego, los pagos de PSEG suben bruscamente, superando a Con Edison en 2039 y llegando a un máximo de $391/kW-año en 2044. Este aumento depende de precios de capacidad a 13-18 años, bajo una tarifa fijada por LIPA.

NYSEG, RG&E y Central Hudson comienzan en $21/kW-año a $40/kW-año y alcanzan sus mínimos en 2029, cuando NYSEG y Central Hudson caen a valores negativos. Sus techos de DRV de $12/kW-año a $25/kW-año no cubren los costos fijos de $50/kW-año a $66/kW-año. Sus curvas se recuperan con el aumento de los precios de capacidad, llegando a $109/kW-año a $132/kW-año en 2040. National Grid y Orange & Rockland se mantienen en valores intermedios durante toda la previsión.

La energía es el componente más pequeño sin importar la empresa eléctrica. El análisis de mercado de Modo Energy prevé spreads TB4 de cuatro horas alcanzando $77/kW-año en las Zonas A y B para 2041, frente a $41/kW-año en la ciudad de Nueva York. Aun así, el crédito energético de ningún territorio supera los $39/kW-año.

Los ingresos netos disminuyen a finales de los años 2040 a medida que la oferta alcanza la demanda. Los otros cinco territorios alcanzan su pico en 2041 y caen entre un 28% y 51% para 2049. Un proyecto en el norte financiado sobre ese pico lo hace en su mejor año, no en su promedio.

El aumento de los precios de capacidad impulsa el crecimiento de los ingresos bajo VDER

Modo Energy prevé que los precios de capacidad sin restricciones en la ciudad de Nueva York suban de $20.7/kW-mes en 2026 a $62/kW-mes en 2044, el doble del recorrido de Long Island.

VDER no paga ese precio de liquidación a los propietarios de BESS. Con Edison publica su propio pago mensual bajo la Alternativa 3, $13.73/kW para la ciudad de Nueva York en julio de 2026. El pago es el precio ajustado por el factor de capacidad de la batería, que se determina cada año según sus exportaciones durante la hora pico única del periodo de capacidad anterior.

Por lo tanto, el pago depende de cuánto exportó la batería durante la hora de mayor demanda del año anterior en el estado de Nueva York. Alcanzar esa hora a máxima potencia cada año es difícil de garantizar, por lo que Modo Energy acredita el 75% de ese valor en el caso base. Una batería mayorista gana el precio de liquidación, ajustado por el factor de acreditación de cuatro horas de NYISO.

El DRV se reduce a la mitad después de 10 años, pero la capacidad mantiene a Con Edison por encima de $288/kW-año

El DRV paga una tarifa fija por cada kilovatio-hora exportado por una batería durante la ventana de alivio de demanda de su empresa eléctrica, con un valor de hasta $198/kW-año en el territorio de Con Edison. La tarifa se fija al momento de la inscripción y se mantiene durante 10 años.

Todos los proyectos enfrentan el mismo recorte 10 años después de su inscripción. El DRV entonces pasa a la tarifa vigente en ese momento, que Modo Energy modela al 50% de la tarifa inicial. Para una inscripción en 2026, el recorte ocurre en 2036, eliminando $99/kW-año del ingreso de Con Edison. La tarifa no publica un calendario posterior, por lo que Modo Energy proyecta la tarifa a la mitad.

La capacidad no compensa la caída de los ingresos por DRV. El crédito de capacidad de Con Edison suma solo $2/kW-año en 2036 y $19/kW-año en 2044, por lo que el pico de 2035 nunca se recupera. Sin embargo, los ingresos por capacidad mantienen los ingresos estables, con ingresos netos entre $288/kW-año y $298/kW-año de 2036 a 2044.

Un premio LSRV suma hasta $141/kW-año, pero solo en subestaciones designadas bajo VDER

El LSRV es un crédito que solo se paga en las subestaciones que la empresa designa para alivio, y bloquea los pagos por 10 años como el DRV.

Con Edison publica $141/kW-año, y su informe de julio de 2026 muestra 5.06 MW de capacidad restante en dos redes. Todas las demás ubicaciones designadas de Con Edison ya no tienen capacidad disponible. National Grid lista 53 subestaciones elegibles, 20 ya llenas, y Central Hudson no designa ninguna para LSRV.

Las tarifas publicadas elevan un proyecto de Con Edison en 2026 en un 52% y uno de NYSEG en un 176%. Sin embargo, el LSRV restringe los sitios de construcción a subestaciones con capacidad restante, que pueden estar en áreas con poco terreno disponible o costos adicionales de interconexión.

¿Qué significa esto para desarrolladores, inversores y prestamistas?

Con Edison y PSEG Long Island superan la vía mayorista a lo largo del horizonte, impulsados por los precios de capacidad en regiones con escasez. Los otros cinco territorios alcanzan un máximo por debajo de $184/kW-año, y los tres más débiles se sitúan por debajo de la alternativa mayorista de su propia zona.

El momento de la inscripción y la selección del sitio determinan el resto. El DRV y cualquier premio LSRV se fijan al inscribirse durante 10 años, mientras que la capacidad y la energía se ajustan cada año. Una inscripción en 2026 mantiene las tarifas actuales durante los años en que se prevé que los precios de capacidad crezcan más rápido. La capacidad de LSRV en el territorio de Con Edison está casi totalmente suscrita, dejando el potencial de localización restante en subestaciones designadas en otros territorios.