Gli sviluppatori hanno realizzato il 300% in più di sistemi di accumulo di energia a batteria distribuiti (BESS) in tutto lo Stato di New York rispetto ai progetti su scala di utilità. Questi progetti sono stati prioritizzati perché il programma Value of Distributed Energy Resources (VDER) offriva entrate affidabili. Tuttavia, nel 2024, questo percorso si è indebolito poiché gli incentivi locazionali più redditizi si sono esauriti. Nel frattempo, il Index Storage Credit (ISC) ha spostato i futuri investimenti verso l'accumulo di energia su scala di rete.
Cosa indica la diffusione dei progetti distribuiti per gli sviluppatori su scala di rete?
I pagamenti VDER hanno evidenziato quali regioni richiedevano una compensazione più alta per attrarre capitali. Con Edison, la società di servizi di New York City, offriva 284 $/kilowatt-anno (kW-anno), oltre 4 volte superiore rispetto ai 18-70 $/kW-anno dell’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 BESS da 2 ore. In confronto, le utility dell’upstate offrivano 18-70 $/kW-anno, lasciando le entrate BESS tra il 44% e l’86% al di sotto del Gross Cost of New Entry dell’upstate di 126 $/kW-anno.
- A novembre 2025, gli incentivi locazionali di Con Edison hanno raggiunto il 93% di esaurimento. Restano solo 7 MW in 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 comprende 19 GW di progetti BESS. Modo Energy stima 2-4 GW di capacità realizzabile entro il 2030, limitata dalle entrate contrattualizzabili tramite ISC.
Come VDER e ISC strutturano le entrate per i BESS
I progetti che partecipano al VDER non possono contemporaneamente partecipare ai mercati all’ingrosso NYISO. VDER remunera i progetti di accumulo tramite tariffe utility composte da due elementi che costituiscono la base dei ricavi BESS. Il Location-Based System Relief Value (LSRV) fornisce pagamenti fissi in dollari per kilowatt-anno per il rinvio degli aggiornamenti del sistema di distribuzione. Il Demand Reduction Value (DRV) offre pagamenti variabili in dollari per kilowattora durante le finestre di picco definite dall’utility.
A differenza del VDER, l’ISC consente ai progetti di partecipare ai mercati dell’energia e dei servizi ancillari NYISO, offrendo un floor contrattuale più un potenziale upside di mercato. L’ISC garantisce pagamenti di capacità per 15 anni determinati tramite gare competitive.
Entrambi i programmi offrono un floor contrattuale di ricavi a lungo termine, preferito dagli istituti finanziari.
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 $. L’utility è l’unica area di New York dove il valore ottenuto tramite VDER ha superato il CONE.
Nel frattempo, le utility dell’upstate hanno lasciato ampi gap di ricavi:
- NYSEG: 70 $/kW-anno (56% del CONE di 126 $/kW-anno)
- National Grid: 28 $/kW-anno (22% del CONE di 126 $/kW-anno)
Il vantaggio di Con Edison riflette i vincoli della Zona J
Le differenze negli incentivi spiegano le tendenze di installazione. Con Edison offriva 0,85 $/kilowattora (kWh) durante i periodi di demand response (4 finestre al giorno tra il 24 giugno e il 15 settembre). Le utility dell’upstate offrivano invece 0,09-0,22 $/kWh tramite i loro programmi di demand response. La differenza di 4-10 volte riflette i vincoli di trasmissione della Zona J.
Gli sviluppatori hanno costruito dove i finanziamenti soddisfacevano i tassi di rendimento richiesti. Con Edison ha raccolto 110,5 MW (36% delle installazioni statali) nonostante il Gross Cost of New Entry più elevato. In confronto, National Grid ha raccolto 118,4 MW (38%) ma distribuiti su sei zone NYISO. Su base zonale, la concentrazione di Con Edison nella Zona J era molto più alta.
Gli elevati pagamenti LSRV nel territorio di Con Edison riflettono due fattori. Primo, il collo di bottiglia nella trasmissione genera alti costi di congestione. Con Edison opera nella Zona J, la zona più vincolata della rete NYISO. Secondo, NYISO ha identificato esigenze di affidabilità nella Zona J a partire dall’estate 2025 e ha dimensionato di conseguenza i pagamenti LSRV.
Il VDER ha raggiunto la fine della sua efficacia per i BESS a New York
La saturazione del VDER di Con Edison ha chiuso il percorso distribuito. La capacità di hosting 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 ai nuovi progetti nella maggior parte delle zone di New York City.
Il percorso di Long Island si è chiuso prima. La sua Fase Uno LSRV offriva inizialmente 55 $/kW-anno. Tuttavia, la Fase Due LSRV è scesa 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 riduzione della congestione.
Il LSRV fisso del VDER ha fornito un floor nel territorio di Con Edison fino all’esaurimento, riducendo i ricavi competitivi del 50% in Con Edison (escludendo i ricavi di capacità variabile):
- Prima dell’esaurimento: 284 $/kW-anno
- Dopo l’esaurimento: 140 $/kW-anno
Il calo a 140 $/kW-anno ha eliminato il floor fisso che le banche usavano per dimensionare il debito, ostacolando la crescita dei 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 somma di vendite di energia, pagamenti di capacità e ricavi da servizi ancillari resta inferiore ai livelli degli incentivi.
Tuttavia, l’Index Storage Credit sta guidando lo sviluppo BESS nello Stato. I contratti ISC di 15 anni ora offrono bancabilità ai progetti grid-scale dove c’è attualmente 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 di dollari per potenziali BESS su scala di rete
L’ISC fornisce da 700 milioni a 1,42 miliardi di dollari di finanziamenti esclusivamente per progetti grid-scale superiori a 5 MW attraverso tre gare annuali (2025-2027). Il programma richiede progetti superiori a 5 MW, con il 20% destinato a batterie da 8 ore e un tetto del 10% per i sistemi da 2 ore. Questa struttura favorisce progetti di dimensioni maggiori e economie di scala.
Il cluster study contiene 19 GW di richieste BESS grid-scale alla ricerca di ricavi contrattualizzabili su larga scala. In confronto, tutta la capacità LSRV di Con Edison era di 88 MW. I prezzi di riferimento, che guidano le offerte ISC, sono più alti nel territorio di Con Edison, riflettendo i pattern di ricavo LSRV.
I progetti su scala di utilità hanno vantaggi strutturali nel catturare il valore ISC. I progetti più grandi distribuiscono i costi fissi di sviluppo su una capacità maggiore, riducendo i costi per kW del 15-25% rispetto ai progetti distribuiti. Inoltre, i progetti utility-scale evitano le commissioni di aggregazione del 5-10% che pagano i progetti distribuiti. Costi inferiori e maggiori ricavi consentono offerte più competitive.
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: entrate contrattualizzabili limitate dall’allocazione iniziale di 1 GW dell’ISC.
La storia delle installazioni distribuite indica dove è possibile realizzare progetti grid-scale. Alcuni nodi possono ospitare solo accumuli distribuiti per limiti fisici o di capacità. In questi nodi, grid-scale e distribuiti rispondono a esigenze tecniche diverse. Tuttavia, ci saranno connessioni nodali adatte sia ai BESS distribuiti che a quelli utility-scale.
In questi nodi sovrapposti, i progetti utility-scale punteranno a località che minimizzano la complessità edilizia. I siti potenziali includono ex centrali di punta con connessioni di rete esistenti, terreni adiacenti a sottostazioni con punti di interconnessione noti e aree industriali urbane con iter autorizzativi già avviati.
Cosa significa per i progetti futuri
Il passaggio dal VDER distribuito all’ISC grid-scale riflette elementi di fondo costanti. La Zona J e il territorio di Con Edison hanno ancora bisogno di accumulo. È cambiato il meccanismo di erogazione: dalle tariffe utility ai contratti competitivi.
Tuttavia, il cluster study da 19 GW supera di gran lunga l’allocazione iniziale di 1 GW dell’ISC. Questo eccesso di offerta genera rischio di selezione. Gli sviluppatori dovranno presentare offerte estremamente competitive per aggiudicarsi i contratti. I progetti senza vantaggi di costo faticheranno a superare la selezione.
La prima gara ISC non eliminerà il bisogno di capacità della Zona J. I vincoli di trasmissione persisteranno oltre qualsiasi singola gara. Se il programma iniziale dimostrerà bancabilità e i progetti raggiungeranno l’operatività commerciale, NYSERDA probabilmente autorizzerà ulteriori round di capacità. Gli sviluppatori dovrebbero monitorare i tassi di esecuzione dei contratti e le tempistiche di interconnessione per anticipare le future allocazioni.
