分散型エネルギーリソース（VDER）料金制度は、ニューヨーク州において分散型蓄電池（BESS）の導入を促進するための仕組みです。これは卸売市場への参加に代わるものであり、追加的なものではありません。登録された蓄電池は、エネルギー輸出分の価値や容量市場収益に加え、ロケーションごとのクレジット（LSRV：ロケーションシステム救済価値）や、需要削減インセンティブ（DRV：需要削減価値）クレジットを受け取ります。

ニューヨーク州内の7つの電力会社は、それぞれ異なる支払いを行い、2044年にかけてその差は拡大していきます。Con Edisonは2027年に最大254ドル/kW・年、2035年には388ドル/kW・年を支払う可能性があります。PSEGロングアイランドは2番目の10年間で最も高額となり、2044年には391ドル/kW・年に達します。アップステートおよびハドソンバレーの5地域は、2026年に98ドル/kW・年未満、2041年には最大184ドル/kW・年となります。

主なポイント

• Con EdisonとPSEGロングアイランドは最も投資魅力が高く、2026年から2049年の平均でそれぞれ290ドル/kW・年、270ドル/kW・年の収益が見込まれます。同じノードに設置された大規模蓄電池では、それぞれ165ドル/kW・年、170ドル/kW・年となります。
• Central Hudson、NYSEG、RG&Eは最も投資魅力が低く、57ドル/kW・年から80ドル/kW・年で、各自のゾーンの卸売代替（117ドル/kW・年から123ドル/kW・年）を下回ります。
• DRVおよび容量支払いによりプロジェクトの採算性が確保され、2026年のCon EdisonではVDER BESS収益の91%、その他エリアでは57%から80%を占めます。DRVは夏季の運用時間帯に輸出したkWhごとに支払われるパフォーマンス義務です。

2039年まではCon Edisonがリード、その後はロングアイランドの容量価格上昇でPSEGが2044年に391ドル/kW・年に

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同じ5MW・4時間の蓄電池でも、7つの料金制度で収益は大きく異なります。期間平均では、Con EdisonエリアでVDERは卸売の1.8倍、ロングアイランドでは1.6倍の収益となります。National Gridは卸売代替より14%高く、Orange & Rocklandは同等です。一方、NYSEG、RG&E、Central Hudsonでは、大規模蓄電池の方がVDERよりも高収益です。