Le tarif Value of Distributed Energy Resources (VDER) est le mécanisme de l'État de New York pour encourager le stockage distribué (BESS). Il s'agit d'une alternative à la participation au marché de gros, et non d'un complément. Une batterie inscrite reçoit la valeur énergétique de ses exportations ainsi que les revenus du marché de capacité, des crédits de localisation (Locational System Relief Value, LSRV) et des incitations à la réduction de la demande, appelées crédit DRV (Demand Reduction Value).

Les sept fournisseurs d'électricité de l'État de New York versent des montants différents, et ces écarts se creusent jusqu'en 2044. Con Edison pourrait verser jusqu'à 254 $/kW-an en 2027 et 388 $/kW-an d'ici 2035. PSEG Long Island verse le plus au cours de la deuxième décennie, atteignant 391 $/kW-an d'ici 2044. Les cinq territoires du nord de l'État et de la vallée de l'Hudson restent sous 98 $/kW-an en 2026 et culminent à 184 $/kW-an en 2041.

Points clés à retenir

• Con Edison et PSEG Long Island sont les deux territoires les plus attractifs pour l'investissement, générant respectivement 290 $/kW-an et 270 $/kW-an entre 2026 et 2049. Une batterie à l'échelle réseau sur les mêmes nœuds rapporte 165 $/kW-an et 170 $/kW-an.
• Central Hudson, NYSEG et RG&E sont les moins attractifs avec 57 $/kW-an à 80 $/kW-an, en dessous de l'alternative de gros de leur propre zone (117 $/kW-an à 123 $/kW-an).
• Les paiements DRV et de capacité rendent les projets viables, représentant 91 % des revenus VDER BESS chez Con Edison en 2026 et 57 à 80 % ailleurs. Le DRV est une obligation de performance, versée par kilowattheure exporté lors des fenêtres de dispatch estivales.

Con Edison domine jusqu'en 2039, puis les prix de capacité de Long Island portent PSEG à 391 $/kW-an en 2044

La même batterie de 5 MW sur 4 heures obtient des règlements très différents selon les sept tarifs. En moyenne sur l'horizon, le VDER rapporte 1,8 fois plus que le marché de gros sur le territoire de Con Edison, et 1,6 fois plus sur Long Island. National Grid dépasse de 14 % son alternative de gros, et Orange & Rockland est équivalent. Cependant, une batterie à l'échelle réseau surpasse le VDER chez NYSEG, RG&E et Central Hudson.

Modo Energy prévoit que Con Edison paiera 254 $/kW-an en 2027, selon des paiements de capacité élevés tout l'été. Ce montant baisse à 142 $/kW-an en 2028 avec l'arrivée de nouvelles capacités en aval et la chute des prix de capacité, puis remonte à 388 $/kW-an en 2035 à mesure que les prix repartent à la hausse. Un projet inscrit aujourd'hui conserverait le taux DRV de 198 $/kW-an si les opérateurs optimisent la performance pendant la fenêtre de dispatch.

PSEG Long Island gagne moins jusqu'à la fin des années 2030, oscillant entre 147 $/kW-an et 213 $/kW-an jusqu'en 2036, car les prix de capacité de Long Island restent inférieurs à ceux de NYC. Les paiements de PSEG augmentent fortement ensuite, dépassant définitivement Con Edison en 2039 et culminant à 391 $/kW-an en 2044. Cette hausse repose sur les prix de capacité à 13-18 ans, sous un tarif fixé par la LIPA.

NYSEG, RG&E et Central Hudson démarrent à 21 $/kW-an à 40 $/kW-an et atteignent leur creux en 2029, lorsque NYSEG et Central Hudson deviennent même négatifs. Leurs plafonds DRV de 12 $/kW-an à 25 $/kW-an ne couvrent pas les charges fixes de 50 $/kW-an à 66 $/kW-an. Leurs courbes remontent ensuite grâce à la hausse des prix de capacité, retrouvant 109 $/kW-an à 132 $/kW-an d'ici 2040. National Grid et Orange & Rockland restent intermédiaires sur toute la période.

L'énergie est la composante la plus faible, quel que soit le fournisseur. Les perspectives de marché de Modo Energy estiment les spreads top-bottom (TB4) sur quatre heures à 77 $/kW-an dans les zones A et B d'ici 2041, contre 41 $/kW-an à New York. Aucun crédit énergie ne dépasse toutefois 39 $/kW-an dans aucun territoire.

Les revenus nets diminuent à la fin des années 2040, à mesure que l'offre rattrape la demande. Les cinq autres territoires culminent en 2041 et chutent de 28 % à 51 % d'ici 2049. Un projet du nord de l'État financé sur cette année de pic est financé sur sa meilleure année, et non sur sa moyenne.

La hausse des prix de capacité stimule la croissance des revenus sous VDER

Modo Energy prévoit que les prix de capacité non forcée à New York City passeront de 20,7 $/kW-mois en 2026 à 62 $/kW-mois en 2044, soit le double de la trajectoire de Long Island.

Le VDER ne verse pas ce prix de règlement aux propriétaires de BESS. Con Edison affiche son propre paiement mensuel selon l'Alternative 3, soit 13,73 $/kW pour New York City en juillet 2026. Le paiement est ajusté en fonction du tag de capacité de la batterie, déterminé chaque année selon les exportations lors de la seule heure de pointe NYCA de la période précédente.

Ainsi, le paiement dépend de la quantité exportée par la batterie lors de la plus forte heure de demande de l'année précédente à New York. Atteindre cette heure à pleine puissance chaque année est difficile à garantir, donc Modo Energy crédite 75 % de cette valeur dans le scénario de base. Une batterie sur le marché de gros reçoit le prix de règlement, ajusté par le facteur d'accréditation sur quatre heures du NYISO.

Le DRV est divisé par deux après 10 ans, mais la capacité maintient Con Edison au-dessus de 288 $/kW-an

Le DRV verse un taux fixe par kilowattheure exporté par la batterie pendant la fenêtre de décharge pour soulager la demande, jusqu'à 198 $/kW-an sur le territoire de Con Edison. Le taux est fixé à l'inscription et maintenu pendant 10 ans.

Chaque projet subit la même chute 10 ans après son inscription. Le DRV revient alors au taux en vigueur, que Modo Energy modélise à la moitié du taux initial. Pour une inscription en 2026, la réduction tombe en 2036, retirant 99 $/kW-an de la pile de Con Edison. Le tarif ne publie pas de calendrier post-vintage, donc le demi-taux est une prévision de Modo Energy.

La capacité ne compense pas la baisse des revenus DRV. Le crédit de capacité de Con Edison n'ajoute que 2 $/kW-an en 2036 et 19 $/kW-an en 2044, donc le pic de 2035 n'est jamais retrouvé. Toutefois, les revenus de capacité stabilisent les recettes, avec des revenus nets entre 288 $/kW-an et 298 $/kW-an de 2036 à 2044.

Une prime LSRV ajoute jusqu'à 141 $/kW-an, mais seulement sur certains postes désignés sous VDER

Le LSRV est un crédit versé uniquement sur les postes électriques désignés par le fournisseur, et il garantit les paiements pendant 10 ans comme le DRV.

Con Edison affiche 141 $/kW-an, et sa déclaration de juillet 2026 montre 5,06 MW de capacité restante sur deux réseaux. Tous les autres emplacements désignés chez Con Edison n'ont plus de capacité disponible. National Grid liste 53 postes éligibles, dont 20 déjà saturés, et Central Hudson n'en désigne aucun pour le LSRV.

Les taux affichés augmentent de 52 % le revenu d'un projet Con Edison en 2026 et de 176 % pour un projet NYSEG. Cependant, le LSRV limite les sites éligibles aux postes avec capacité restante, qui peuvent se trouver dans des zones à foncier limité ou avec des coûts de raccordement supplémentaires.

Qu'est-ce que cela signifie pour les développeurs, investisseurs et prêteurs ?

Con Edison et PSEG Long Island dépassent la voie du marché de gros sur toute la période, soutenus par des prix de capacité élevés dans les régions tendues. Les cinq autres territoires culminent sous 184 $/kW-an, et les trois plus faibles restent sous l'alternative de gros de leur propre zone.

Le moment de l'inscription et le choix du site font la différence. Le DRV et toute prime LSRV sont fixés à l'inscription pour 10 ans, tandis que la capacité et l'énergie sont réajustées chaque année. Une inscription en 2026 garantit les taux actuels pendant les années où les prix de capacité devraient augmenter le plus vite. La capacité LSRV sur le territoire de Con Edison est presque entièrement attribuée, laissant le potentiel de localisation restant aux postes désignés dans les autres territoires.