​Les développeurs ont installé 300 % de systèmes de stockage d’énergie par batterie (BESS) distribués de plus à travers l’État de New York que de projets à l’échelle des services publics. Ces projets ont été priorisés car le programme Value of Distributed Energy Resources (VDER) offrait des revenus sécurisés. Cependant, en 2024, cette voie s’est affaiblie car les incitations locales attractives ont été épuisées. Parallèlement, le Index Storage Credit (ISC) oriente désormais les investissements des prochaines années vers le stockage d’énergie à grande échelle.

Que signifie ce développement du stockage distribué pour les développeurs de projets à grande échelle ?

Les paiements VDER ont révélé quelles régions nécessitaient une rémunération plus élevée pour attirer des capitaux. Con Edison, le fournisseur d’électricité de New York, proposait 284 $/kW/an, soit plus de 4 fois le montant proposé dans le nord de l’État (18 à 70 $/kW/an). Ainsi, 110 MW (36 % des installations) ont été déployés sur le territoire de Con Edison malgré les coûts de construction les plus élevés de l’État.

Points clés à retenir

• Les incitations VDER de Con Edison ont atteint 284 $/kW/an pour les BESS de 2 heures. À l’inverse, les fournisseurs du nord de l’État offraient 18 à 70 $/kW/an, laissant les revenus des BESS 44 à 86 % en dessous du coût d’entrée brut du nord de l’État (126 $/kW/an).
• En novembre 2025, les incitations locales de Con Edison étaient épuisées à 93 %. Il ne reste que 7 MW répartis sur trois réseaux à Manhattan.
• La première sollicitation ISC réoriente les capitaux vers des contrats de 15 ans, des projets de plus grande taille et des raccordements au réseau de transport.
• La première étude de cluster du processus d’interconnexion réformé porte sur 19 GW de projets de stockage par batterie. Modo Energy estime que 2 à 4 GW de capacité seront viables d’ici 2030, limités par les revenus contractuels sous l’ISC.

Comment VDER et l’ISC structurent les revenus pour les BESS

Les projets participant à VDER ne peuvent pas participer simultanément aux marchés de gros du NYISO. VDER rémunère les projets de stockage via des tarifs d’utilité comportant deux composantes qui soutiennent les revenus des BESS. La Location-Based System Relief Value (LSRV) offre des paiements fixes en dollars par kW/an pour différer les mises à niveau du réseau de distribution. La Demand Reduction Value (DRV) offre des paiements variables en dollars par kWh pendant les périodes de pointe définies par l’utilité.

Contrairement à VDER, l’ISC permet aux projets de participer aux marchés de l’énergie et services auxiliaires du NYISO, offrant un plancher contractuel avec un potentiel de revenus supplémentaires. L’ISC propose des paiements de capacité sur 15 ans déterminés par appels d’offres compétitifs.

Les deux programmes fournissent un plancher de revenus contractuels à long terme, ce que privilégient généralement les prêteurs.

Les incitations VDER de Con Edison étaient 400 % supérieures à celles des concurrents

Con Edison offrait la rémunération la plus élevée de l’État pour les BESS de 2 heures, atteignant 284 $/kW/an, soit 101 $/kW/an de plus que le coût d’entrée brut (CONE) de 183 $/kW/an. Il s’agit de la seule région de l’État où les revenus générés par VDER dépassaient le CONE.

​Pendant ce temps, les fournisseurs du nord de l’État laissaient des écarts de revenus importants :

• NYSEG : 70 $/kW/an (56 % du CONE de 126 $/kW/an)
• National Grid : 28 $/kW/an (22 % du CONE de 126 $/kW/an)

L’avantage de Con Edison reflète les contraintes de la Zone J

Les différences de subventions expliquent les tendances de déploiement. Con Edison proposait 0,85 $/kWh lors des périodes d’appel à la réponse à la demande (4 fenêtres par jour du 24 juin au 15 septembre). Les fournisseurs du nord de l’État offraient 0,09 à 0,22 $/kWh via leurs programmes de réponse à la demande. Cet écart de 4 à 10 fois reflète les contraintes de transmission de la Zone J.

Les développeurs se sont implantés là où le financement atteignait les seuils de rentabilité. Con Edison a concentré 110,5 MW (36 % du total déployé dans l’État) malgré le coût d’entrée le plus élevé. En comparaison, National Grid a déployé 118,4 MW (38 %) mais répartis sur six zones NYISO. À l’échelle de la zone, la concentration de Con Edison en Zone J était nettement supérieure.

​Les paiements LSRV élevés sur le territoire de Con Edison reflètent deux facteurs. D’abord, l’engorgement du réseau de transport génère des coûts de congestion élevés. Con Edison opère en Zone J, la zone la plus contrainte du NYISO. Ensuite, le NYISO a identifié des besoins de fiabilité en Zone J dès l’été 2025 et a ajusté les paiements LSRV en conséquence.

Le VDER a atteint sa limite pour les BESS à New York

La saturation du VDER de Con Edison a fermé la voie du stockage distribué. La capacité d’accueil de Con Edison était épuisée à 93 % en novembre 2025. Il ne reste que 7 MW d’éligibilité LSRV sur trois nœuds à Manhattan. Par conséquent, les budgets LSRV ne s’appliquent plus aux nouveaux projets dans la plupart des zones de New York.

La voie de Long Island s’est fermée plus tôt. Sa Phase 1 LSRV proposait initialement 55 $/kW/an. Mais la Phase 2 LSRV a chuté de 90 % à 5,49 $/kW/an. Ainsi, les fournisseurs de Long Island n’ont incité que 10,0 MW (3 % du déploiement total de l’État) malgré des besoins élevés de désengorgement.

​Le LSRV fixe du VDER a offert un plancher sur le territoire de Con Edison jusqu’à son épuisement, ce qui a réduit les revenus concurrentiels de 50 % chez Con Edison (hors revenus de capacité variables) :

• Avant épuisement : 284 $/kW/an
• Après épuisement : 140 $/kW/an

La chute à 140 $/kW/an a supprimé le plancher fixe utilisé par les prêteurs pour dimensionner la dette, freinant le développement du stockage distribué à New York.

L’agrégation des ressources énergétiques distribuées (DER) pourrait théoriquement cumuler DRV et revenus de gros. En pratique, il n’y a pas eu de participation généralisée malgré un nouveau programme d’agrégation proposé par le NYISO.

​​De plus, aucune autre source de revenus n’a pu remplacer ces deux incitations VDER. Même la combinaison des ventes d’énergie, des paiements de capacité et des services auxiliaires reste inférieure aux niveaux de subvention.

Cependant, l’Index Storage Credit dynamise le développement du BESS dans l’État. Les contrats ISC de 15 ans apportent désormais la bancabilité nécessaire aux BESS à grande échelle là où il existe un manque à gagner. Les revenus de gros offrent un potentiel supplémentaire mais ne remplacent pas la certitude des contrats pour l’effet de levier.

​L’ISC ouvre 1,42 milliard de dollars pour les BESS à grande échelle

L’ISC prévoit 700 millions à 1,42 milliard de dollars de financement exclusivement pour les projets à l’échelle du réseau supérieurs à 5 MW dans le cadre de trois appels d’offres annuels (2025-2027). Le programme exige des projets de plus de 5 MW, avec 20 % alloués aux batteries de 8 heures et 10 % plafonnés pour les systèmes de 2 heures. Cette structure favorise les projets de grande taille bénéficiant d’économies d’échelle.

L’étude de cluster comprend 19 GW de demandes de BESS à grande échelle visant des revenus contractuels à grande échelle. À titre de comparaison, la capacité totale LSRV de Con Edison était de 88 MW. Les prix de référence, qui déterminent les offres ISC, sont les plus élevés sur le territoire de Con Edison, reflétant les tendances de revenus LSRV.

​Les projets à l’échelle des services publics bénéficient d’avantages structurels pour capter la valeur ISC. Les projets plus importants répartissent les coûts fixes de développement sur une capacité supérieure, réduisant les coûts par kW de 15 à 25 % par rapport aux projets distribués. De plus, les projets à grande échelle évitent les frais d’agrégation de 5 à 10 % supportés par les projets distribués. Des coûts plus faibles et une meilleure captation des revenus permettent des offres plus compétitives.

L’étude de cluster recense 19 GW tandis que les analyses estiment 2 à 4 GW de capacité d’ici 2030. Ces deux chiffres reflètent la même contrainte : des revenus contractuels limités avec l’allocation initiale d’1 GW de l’ISC.

​L’historique du déploiement distribué indique où le stockage à grande échelle peut s’implanter. Certains nœuds ne peuvent accueillir que du stockage distribué pour des raisons physiques ou de capacité. À ces endroits, le stockage distribué et à grande échelle répond à des besoins techniques différents. Cependant, il existera des points de connexion viables pour les deux types de BESS.

Sur ces nœuds partagés, les projets à grande échelle viseront les emplacements minimisant la complexité de construction. Les sites potentiels incluent d’anciennes centrales de pointe avec connexion au réseau, des parcelles proches des postes électriques avec points de raccordement identifiés, ou des terrains industriels urbains bénéficiant de procédures d’autorisation déjà établies.

Conséquences pour les projets à venir

Le passage du VDER distribué à l’ISC à grande échelle reflète des fondamentaux inchangés. La Zone J et le territoire de Con Edison ont toujours besoin de stockage. Le mode de valorisation est passé des tarifs d’utilité aux contrats compétitifs.

Cependant, l’étude de cluster de 19 GW dépasse largement l’allocation initiale d’1 GW de l’ISC. Cette surabondance crée un risque de sélection. Les développeurs devront proposer des offres de prix d’exercice extrêmement compétitives pour décrocher un contrat. Les projets sans avantage de coût auront du mal à être retenus.

La première sollicitation ISC ne suffira pas à couvrir tous les besoins de capacité de la Zone J. Les contraintes de transmission persistent au-delà d’un seul appel d’offres. Si le programme initial démontre sa bancabilité et que les projets atteignent l’exploitation commerciale, il est probable que la NYSERDA autorise de nouveaux tours de capacité. Les développeurs devront surveiller les taux d’exécution des contrats et les délais d’interconnexion pour anticiper les futures allocations.