Gli sviluppatori hanno realizzato il 300% in più di sistemi di accumulo energetico a batteria distribuiti (BESS) in tutto lo stato di New York rispetto ai progetti su scala utility. Questi progetti sono stati prioritizzati perché il programma Value of Distributed Energy Resources (VDER) offriva ricavi affidabili. Tuttavia, nel 2024 questa opportunità si è indebolita poiché gli incentivi locazionali più redditizi sono stati esauriti. Nel frattempo, l'Index Storage Credit (ISC) sta spostando i futuri investimenti verso l’accumulo di energia su scala di rete.
Cosa significa questa espansione distribuita per gli sviluppatori di progetti su larga scala?
I pagamenti VDER hanno evidenziato quali regioni richiedevano compensi più elevati per attrarre capitali. Con Edison, l’utility di New York City, offriva $284/kilowatt-anno (kW-anno), oltre 4 volte superiore rispetto ai $18-70/kW-anno dell’area upstate. Di conseguenza, 110 MW (36% delle installazioni) sono stati realizzati nel territorio di Con Edison nonostante i costi di costruzione più alti dello stato.
Punti chiave
- Gli incentivi VDER di Con Edison hanno raggiunto $284/kW-anno per i BESS da 2 ore. Al contrario, le utility upstate offrivano $18-70/kW-anno, lasciando i ricavi dei BESS inferiori del 44-86% rispetto al Gross Cost of New Entry upstate di $126/kW-anno.
- A novembre 2025, gli incentivi locazionali di Con Edison erano esauriti al 93%. Restano solo 7 MW su tre reti di Manhattan.
- La prima gara ISC sta indirizzando i capitali verso contratti di 15 anni, progetti di dimensioni maggiori e connessioni alla rete di trasmissione.
- Il primo cluster study del processo di interconnessione riformato contiene 19 GW di progetti BESS. Modo Energy stima 2-4 GW di capacità realizzabile entro il 2030, limitata dai ricavi contrattualizzabili tramite ISC.
Come VDER e ISC strutturano i ricavi per i BESS
I progetti che partecipano a VDER non possono partecipare contemporaneamente ai mercati all’ingrosso NYISO. VDER remunera i progetti di accumulo tramite tariffe utility con due componenti fondamentali per i ricavi BESS. Il Location-Based System Relief Value (LSRV) offre pagamenti fissi in dollari per kilowatt-anno per il rinvio di aggiornamenti alla rete di distribuzione. Il Demand Reduction Value (DRV) fornisce pagamenti variabili in dollari per kilowattora durante le finestre di picco definite dalla utility.
Diversamente da VDER, l’ISC consente ai progetti di partecipare ai mercati dell’energia e dei servizi ancillari di NYISO, offrendo un floor contrattuale più un potenziale upside merchant. L’ISC prevede pagamenti di capacità su 15 anni determinati tramite gare competitive.
Entrambi i programmi offrono una base di ricavi contrattualizzata a lungo termine, preferita dagli istituti di credito.
Gli incentivi VDER di Con Edison erano superiori del 400% rispetto alle altre utility
La compensazione di Con Edison per i BESS da 2 ore ha raggiunto $284/kW-anno, superando il Gross Cost of New Entry (CONE) di $183/kW-anno di $101/kW-anno. È l’unica regione di New York dove il valore ottenuto tramite VDER ha superato il CONE.
Nel frattempo, le utility upstate hanno lasciato importanti gap di ricavi:
- NYSEG: $70/kW-anno (56% di $126/kW-anno CONE)
- National Grid: $28/kW-anno (22% di $126/kW-anno CONE)
Il vantaggio di Con Edison riflette i vincoli della Zona J
Le differenze negli incentivi spiegano i trend di installazione. Con Edison offriva $0,85/kilowattora (kWh) durante i periodi di chiamata demand response (4 finestre al giorno tra il 24 giugno e il 15 settembre). Le utility upstate offrivano invece $0,09-0,22/kWh tramite i loro programmi demand response. Il divario di 4-10 volte riflette i vincoli di trasmissione della Zona J.
Gli sviluppatori hanno costruito dove i finanziamenti superavano le soglie di rendimento. Con Edison ha raggiunto 110,5 MW (36% delle installazioni statali) nonostante il Gross Cost of New Entry più alto. In confronto, National Grid ha raggiunto 118,4 MW (38%) ma distribuiti su sei zone NYISO. Su base zonale, la concentrazione di Con Edison in Zona J è stata molto più elevata.
Gli alti pagamenti LSRV nel territorio di Con Edison riflettono due fattori. Primo, il collo di bottiglia sulla trasmissione genera alti costi di congestione. Con Edison opera nella Zona J, la più vincolata a livello di trasmissione in NYISO. Secondo, NYISO ha identificato esigenze di affidabilità nella Zona J a partire dall’estate 2025 e ha calibrato i pagamenti LSRV di conseguenza.
VDER ha raggiunto la fine della sua utilità per i BESS a New York
La saturazione VDER di Con Edison ha chiuso la strada ai progetti distribuiti. La hosting capacity di Con Edison ha raggiunto il 93% di esaurimento a novembre 2025. Restano solo 7 MW di idoneità LSRV su tre nodi di Manhattan. Di conseguenza, i budget LSRV non si applicano più a nuovi progetti nella maggior parte delle aree di New York City.
Il percorso di Long Island si è chiuso prima. La Fase Uno LSRV offriva inizialmente $55/kW-anno. Tuttavia, la Fase Due LSRV è crollata del 90% a $5,49/kW-anno. Di conseguenza, le utility di Long Island hanno incentivato solo 10,0 MW (3% delle installazioni statali) nonostante l’elevato bisogno di capacità.
Il LSRV fisso di VDER ha garantito un floor a Con Edison fino all’esaurimento, riducendo i ricavi competitivi del 50% (esclusi i ricavi variabili di capacità):
- Prima dell’esaurimento: $284/kW-anno
- Dopo l’esaurimento: $140/kW-anno
La riduzione a $140/kW-anno ha eliminato il floor fisso che gli istituti di credito usavano per dimensionare il debito, ostacolando lo sviluppo di BESS distribuiti a New York City.
L’aggregazione delle risorse energetiche distribuite (DER) potrebbe teoricamente combinare il DRV con i ricavi all’ingrosso. In pratica, non si è ancora registrata una partecipazione diffusa nonostante il nuovo programma di aggregazione offerto da NYISO.
Inoltre, nessun’altra fonte di ricavo è riuscita a sostituire i due incentivi VDER. Anche la combinazione di vendite di energia, pagamenti di capacità e servizi ancillari resta sotto i livelli dei sussidi.
Tuttavia, l’Index Storage Credit sta guidando lo sviluppo BESS nello stato. I contratti ISC di 15 anni ora offrono bancabilità per i BESS su scala di rete dove attualmente esiste un gap di ricavi. I ricavi all’ingrosso aggiungono upside ma non possono sostituire la certezza dei contratti per ottenere leva finanziaria.
L’ISC ha aperto $1,42 miliardi per potenziali BESS su scala di rete
L’ISC mette a disposizione da $700 milioni a $1,42 miliardi esclusivamente per progetti su scala di rete superiori a 5 MW, tramite tre gare annuali (2025-2027). Il programma richiede progetti superiori a 5 MW, con il 20% riservato a batterie da 8 ore e un tetto del 10% per sistemi da 2 ore. Questa struttura favorisce i progetti di maggiori dimensioni e le economie di scala.
Il cluster study contiene 19 GW di richieste BESS su scala di rete che puntano a ricavi contrattualizzabili su larga scala. In confronto, tutta la capacità LSRV di Con Edison era di soli 88 MW. I prezzi di riferimento, che guidano le offerte ISC, sono più alti nel territorio Con Edison, rispecchiando i pattern di ricavi LSRV.
I progetti su scala utility hanno vantaggi strutturali nel catturare valore ISC. I progetti più grandi distribuiscono i costi di sviluppo fissi su più capacità, riducendo i costi per kW del 15-25% rispetto ai progetti distribuiti. Inoltre, i progetti su scala utility evitano le commissioni di aggregazione del 5-10% che pagano i progetti distribuiti. Costi inferiori e maggiori ricavi consentono offerte più competitive sullo strike price.
Il cluster study contiene 19 GW mentre le analisi prevedono 2-4 GW di capacità entro il 2030. Entrambe le cifre riflettono lo stesso vincolo: ricavi contrattualizzabili limitati sotto la quota iniziale di 1 GW dell’ISC.
La storia delle installazioni distribuite indica dove si può costruire su scala di rete. Alcuni nodi possono accogliere solo accumulo distribuito per limiti fisici o di capacità. In questi nodi, scala di rete e distribuita rispondono a esigenze tecniche diverse. Tuttavia, ci saranno connessioni nodali valide sia per i BESS distribuiti che per quelli su scala utility.
In questi nodi sovrapposti, i progetti su scala utility punteranno a località che minimizzano la complessità di costruzione. I siti potenziali includono ex centrali di picco con connessioni di rete esistenti, terreni adiacenti a sottostazioni con punti di interconnessione noti e aree industriali urbane con percorsi autorizzativi già avviati.
Cosa significa tutto questo per i progetti futuri
Il passaggio da VDER distribuito a ISC su scala di rete riflette fondamentali coerenti. La Zona J e il territorio Con Edison necessitano ancora di accumulo. È cambiato solo il meccanismo di erogazione, passato da tariffe utility a contratti competitivi.
Tuttavia, lo studio di cluster da 19 GW supera di molto la quota iniziale ISC di 1 GW. Questa sovraofferta genera rischi di selezione. Gli sviluppatori dovranno presentare offerte sul prezzo strike estremamente competitive per ottenere i contratti. I progetti senza vantaggi di costo faticheranno a superare la selezione.
La prima gara ISC non risolverà i bisogni di capacità della Zona J. I vincoli di trasmissione resteranno oltre ogni singola gara. Se il programma iniziale dimostrerà bancabilità e i progetti raggiungeranno l’entrata in esercizio, NYSERDA probabilmente autorizzerà ulteriori round di capacità. Gli sviluppatori dovrebbero monitorare l’esecuzione dei contratti e le tempistiche di interconnessione per anticipare le future allocazioni.
