​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 bancables. Cependant, en 2024, cette voie s’est affaiblie avec l’épuisement des incitations localisées les plus lucratives. Parallèlement, le Index Storage Credit (ISC) a réorienté les investissements à venir vers le stockage d’énergie à l’échelle du réseau.

Que signifie ce développement distribué pour les développeurs de projets à l’échelle du réseau ?

Les paiements VDER ont révélé quelles régions nécessitaient une compensation plus élevée pour attirer les capitaux. Con Edison, le fournisseur d’électricité de New York, proposait 284 $/kilowatt/an (kW/an), soit plus de 4 fois plus que les 18 à 70 $/kW/an du nord de l’État. 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. En comparaison, les fournisseurs du nord de l’État proposaient 18 à 70 $/kW/an, laissant les revenus BESS 44 à 86 % en dessous du coût d’entrée de 126 $/kW/an.
• En novembre 2025, les incitations localisées de Con Edison étaient épuisées à 93 %. Il ne reste que 7 MW répartis sur trois réseaux à Manhattan.
• La première sollicitation de l’ISC réoriente les capitaux vers des contrats de 15 ans, des projets de plus grande taille et des connexions au réseau de transport.
• La première étude de groupe du processus d’interconnexion réformé comprend 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 disponibles via l’ISC.

Comment VDER et 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 spécifiques, avec deux composantes principales. La Location-Based System Relief Value (LSRV) offre des paiements fixes en dollars par kilowatt/an pour différer les mises à niveau du réseau de distribution. La Demand Reduction Value (DRV) offre des paiements variables en dollars par kilowattheure lors des périodes de pointe définies par le fournisseur.

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

Les deux programmes offrent un plancher de revenus contractuels à long terme, ce qui est apprécié par les prêteurs.

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

Con Edison offrait la compensation la plus élevée de l’État pour un BESS de 2 heures, atteignant 284 $/kW/an, soit 101 $/kW/an de plus que le coût d’entrée (CONE) de 183 $/kW/an. C’est la seule région de l’État où la valeur obtenue via VDER dépassait le CONE.

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

• 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 $/kilowattheure (kWh) lors des périodes de demande (4 fenêtres par jour entre le 24 juin et le 15 septembre). En comparaison, les fournisseurs du nord proposaient 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 ont investi là où le financement permettait d’atteindre les seuils de rentabilité. Con Edison a capté 110,5 MW (36 % du déploiement de l’État) malgré le coût d’entrée le plus élevé. En comparaison, National Grid a capté 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 bien plus élevée.

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

VDER arrive à son terme pour les BESS à New York

La saturation du VDER de Con Edison a fermé la voie distribuée. 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 emplacements de New York.

La voie de Long Island s’est fermée plus tôt. Sa phase 1 LSRV offrait initialement 55 $/kW/an. Mais la phase 2 LSRV a chuté de 90 % à 5,49 $/kW/an. En conséquence, les fournisseurs de Long Island n’ont incité que 10,0 MW (3 % du déploiement de l’État) malgré un besoin élevé de gestion de la congestion.

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

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

La baisse à 140 $/kW/an a supprimé le plancher utilisé par les prêteurs pour dimensionner la dette, freinant le développement des batteries distribuées à New York.

L’agrégation des ressources énergétiques distribuées (DER) pourrait en théorie additionner les revenus DRV et ceux du marché de gros. En pratique, il n’y a pas eu de participation généralisée malgré un nouveau programme d’agrégation du NYISO.

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

Cependant, l’Index Storage Credit stimule le développement des BESS dans l’État. Les contrats ISC sur 15 ans offrent désormais une bancabilité pour les BESS à l’échelle du réseau là où il existe encore un manque à gagner. Les revenus de gros apportent un potentiel supplémentaire, mais ne remplacent pas la certitude contractuelle nécessaire pour le financement.

​L’ISC a ouvert 1,42 milliard de dollars pour les BESS à l’échelle du réseau

L’ISC fournit entre 700 millions et 1,42 milliard de dollars exclusivement pour des projets de plus de 5 MW, répartis sur trois appels annuels (2025-2027). Le programme exige des projets de plus de 5 MW, avec 20 % réservés aux batteries de 8 heures et un plafond de 10 % pour les systèmes de 2 heures. Cette structure favorise les projets plus grands et les économies d’échelle.

L’étude de groupe recense 19 GW de demandes de BESS à l’échelle du réseau cherchant à sécuriser des revenus contractuels à grande échelle. À titre de comparaison, toute la capacité 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 ont des avantages structurels pour capter la valeur de l’ISC. Les projets plus grands répartissent les coûts fixes sur une capacité plus importante, réduisant les coûts par kW de 15 à 25 % par rapport aux projets distribués. Ils évitent aussi les frais d’agrégation de 5 à 10 % auxquels sont soumis les petits projets. Ces coûts plus bas et des revenus plus élevés permettent des offres plus compétitives.

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

​L’historique du déploiement distribué indique où les projets à l’échelle du réseau peuvent s’installer. Certains nœuds ne peuvent accueillir que du stockage distribué, en raison de contraintes physiques ou de capacité. Sur ces sites, les BESS distribués et à l’échelle du réseau répondent à des besoins techniques différents. Cependant, il existera des connexions nodales viables pour les deux types de projets.

Sur ces nœuds qui se chevauchent, les projets à grande échelle viseront des emplacements minimisant la complexité de construction. Les sites potentiels incluent d’anciennes centrales de pointe disposant déjà d’une connexion réseau, des terrains près de postes électriques avec des points d’interconnexion connus, et des terrains industriels urbains bénéficiant de procédures d’autorisation établies.

Conséquences pour les futurs projets

Le passage du VDER distribué à l’ISC à l’échelle du réseau reflète des fondamentaux inchangés. La Zone J et le territoire de Con Edison ont toujours besoin de stockage. Seul le mécanisme de rémunération évolue, passant des tarifs réglementés à des contrats compétitifs.

Cependant, l’étude de groupe de 19 GW dépasse largement l’allocation initiale de 1 GW de l’ISC. Cette surabondance crée un risque de sélection. Les développeurs devront proposer des offres de prix d’exercice particulièrement 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 répondre aux besoins en capacité de la Zone J. Les contraintes de transmission persisteront au-delà de ce premier appel d’offres. Si le programme initial prouve sa bancabilité et que les projets entrent en exploitation commerciale, NYSERDA autorisera probablement de nouveaux tours d’allocation. Les développeurs devront suivre les taux de signature de contrats et les délais d’interconnexion pour anticiper les futures allocations.