分散型エネルギーリソースの価値（VDER）制度は、ニューヨーク州が分散型蓄電池（BESS）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、追加の収入源ではありません。登録した蓄電池は、エネルギー輸出の価値と容量市場収入に加え、ロケーションごとのクレジット（LSRV）や、需要削減インセンティブ（DRVクレジット）も受け取ります。

ニューヨークの7つの電力会社は、それぞれ支払い額が異なり、2044年にかけてその差が拡大します。Con Edisonは2027年に最大254ドル/kW-年、2035年には388ドル/kW-年まで上昇する可能性があります。PSEGロングアイランドは2番目の10年で最も高くなり、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に適した地域で、2026年から2049年の平均収益はそれぞれ290ドル/kW-年、270ドル/kW-年です。同じノードでの大規模蓄電池は165ドル/kW-年、170ドル/kW-年となります。
• Central Hudson、NYSEG、RG&Eは最も投資に不向きで、収益は57ドル/kW-年から80ドル/kW-年。これは、それぞれのゾーンの卸売代替案（117ドル/kW-年〜123ドル/kW-年）を下回ります。
• DRVと容量支払いがプロジェクトの採算性を支え、Con Edisonでは2026年にVDER BESS収入の91%、他地域では57%〜80%を占めます。DRVはパフォーマンス義務で、夏のディスパッチ期間中に輸出したkWhごとに支払われます。

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-年へ

同じ5MW・4時間蓄電池でも、7つの制度で決済額は大きく異なります。全期間平均で、Con Edison管内ではVDERが卸売の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は卸売代替案より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より高収益です。

Modo Energyは、Con Edisonが2027年に254ドル/kW-年を支払うと予測しています（夏季の容量支払い増加が要因）。2028年には新たな供給増で142ドル/kW-年に下がりますが、その後再び上昇し2035年には388ドル/kW-年となります。現在登録すれば、ディスパッチウィンドウで最大限のパフォーマンスを発揮した場合、198ドル/kW-年のDRVが継続します。

PSEGロングアイランドは2030年代後半まで収益が低く、2036年までは147ドル/kW-年〜213ドル/kW-年の範囲です（容量価格がNYCより低いため）。その後、急上昇し2039年以降はCon Edisonを上回り、2044年には391ドル/kW-年に達します。この増加は、LIPAが設定する制度下で13〜18年先の容量価格に基づいています。

NYSEG、RG&E、Central Hudsonは21ドル/kW-年〜40ドル/kW-年でスタートし、2029年に底を打ちます（NYSEGとCentral Hudsonはこの時点でマイナスに）。DRV上限（12ドル/kW-年〜25ドル/kW-年）では、固定費（50ドル/kW-年〜66ドル/kW-年）をカバーできません。その後、容量価格の上昇で2040年には109ドル/kW-年〜132ドル/kW-年まで回復します。National GridとOrange & Rocklandは予測期間を通じて中間的な位置です。

エネルギー収益は、どの電力会社でも最小構成要素です。Modo Energyの市場見通しでは、4時間TB4スプレッドが2041年にゾーンA・Bで77ドル/kW-年、NYCでは41ドル/kW-年に達しますが、どの地域もエネルギークレジットが39ドル/kW-年を超えることはありません。

2040年代後半になると、供給が需要に追いつくため純収益は減少します。他の5地域は2041年にピークを迎え、2049年にはその28%〜51%減となります。ピーク時を前提にプロジェクトを組むと、実際には平均を大きく上回る年を基準にすることになります。

容量価格の上昇がVDER下の収益増を牽引

Modo Energyの予測によると、NYCのアンフォースド容量クリア価格は2026年の20.7ドル/kW-月から2044年には62ドル/kW-月まで上昇し、ロングアイランドの2倍に達します。

VDERはこのクリア価格をBESSオーナーにそのまま支払うものではありません。Con Edisonは独自の月次支払い額（オルタナティブ3）を公表しており、2026年7月のNYCでは13.73ドル/kWです。この支払い額は、バッテリーの容量タグで減額され、前年のNYCAピーク時の輸出量によって毎年決まります。

つまり、支払い額は前年のニューヨーク州で最も需要が高かった1時間に、バッテリーがどれだけ輸出していたかで決まります。毎年その時間にフル稼働するのは難しいため、Modo Energyはベースケースで75%のみを計上しています。卸売蓄電池はクリア価格を、NYISOの4時間認定係数で減額して受け取ります。

DRVは10年後に半減するが、容量収益でCon Edisonは288ドル/kW-年以上を維持

DRVは、バッテリーが需要緩和ウィンドウ中に輸出したkWhごとに最大198ドル/kW-年（Con Edison管内）支払われます。このレートは登録時に決まり、10年間維持されます。

全てのプロジェクトは、登録から10年後に同じ減額を迎えます。その後DRVは当時の適用レートに戻り、Modo Energyは初期レートの半分と見積もっています。2026年登録の場合、2036年にカットが入り、Con Edisonの収益から99ドル/kW-年が減少します。制度上、ヴィンテージ後のスケジュールは公表されていないため、半額で予測しています。

DRV収入減を容量収益だけで補うことはできません。Con Edisonの容量クレジットは2036年で2ドル/kW-年、2044年でも19ドル/kW-年にとどまり、2035年のピークは回復しません。ただし容量収益が収入を下支えし、2036年〜2044年は288ドル/kW-年〜298ドル/kW-年の範囲で安定します。

LSRVは最大141ドル/kW-年だが、VDER下では指定変電所のみで適用

LSRVは、電力会社が需要緩和のために指定した変電所でのみ支払われるクレジットで、DRV同様10年間固定されます。

Con Edisonは141ドル/kW-年を公表しており、2026年7月時点で2つのネットワークに合計5.06MWの空きがあります。他のCon Edison指定地点は全て空きなし。National Gridは53カ所の適格変電所をリストし、うち20カ所は既に満杯。Central HudsonはLSRV対象変電所を指定していません。

公表レートは2026年のCon Edisonプロジェクトで52%、NYSEGプロジェクトで176%の収益増となります。ただしLSRVは、空き容量のある変電所に限定され、立地や追加の系統接続費用などの制約を受ける可能性があります。

開発者・投資家・金融機関への意味合いは？

Con EdisonとPSEGロングアイランドは、希少な地域の容量価格に支えられ、全期間で卸売ルートを上回る収益を得ます。他の5地域は184ドル/kW-年未満がピークで、最も弱い3地域は自ゾーンの卸売代替案も下回ります。

登録時期と立地選定が今後の収益を左右します。DRVおよびLSRVは登録から10年間固定ですが、容量とエネルギーは毎年見直されます。2026年登録なら、容量価格が最も上昇する時期に現行レートが維持されます。Con EdisonのLSRV空き枠はほぼ埋まっており、他地域の指定変電所に残るロケーションアップサイドが今後の焦点です。