Eine netzgekoppelte Batterie mit bis zu 20 Megawatt (MW) im PJM kann die Übertragungsnetz-Warteschlange überspringen. Sie kann über den lokalen Versorger angeschlossen werden, eine Wholesale Market Participation Agreement (WMPA) abschließen und das volle Großhandelserlös-Potenzial nutzen: Energie, Regelenergie, Reserveleistungen und Kapazität. Dieser Weg dauert nur wenige Monate statt fast zwei Jahre wie bei Projekten in der Warteschlange.

Eine Batterie könnte sich auch ohne WMPA anschließen, würde dabei aber erhebliche Erlösmöglichkeiten aufgeben. Ein netzgekoppelter Batteriespeicher hätte im Zeitraum Juli 2025-2026 zwischen 352 und 449 US-Dollar pro Kilowatt und Jahr (kW-Jahr) an Großhandelserlösen erzielen können. Im gleichen Zeitraum hätten hinter dem Zähler installierte BESS zwischen 55 und 231 US-Dollar/kW-Jahr verdient. Allerdings machen Regelleistungen 47 bis 66 % dieser Großhandelserlöse aus, und der Regelenergiemarkt von PJM umfasst nur 750 MW. Mit wachsendem Batterieangebot sinken diese Erlöse.

Wichtige Erkenntnisse

• ​Ein netzgekoppelter Batteriespeicher unterhalb von 69 Kilovolt (kV) und 20 MW kann über den lokalen Versorger angeschlossen werden und eine WMPA beantragen. Dadurch kann ein BESS an den Großhandelsmärkten von PJM teilnehmen, ohne einen Platz in der Übertragungs-Warteschlange zu benötigen.
• Dezentrale BESS können die Anschlussgenehmigung innerhalb weniger Monate erhalten, während Projekte in der Übertragungs-Warteschlange im ersten reformierten Zyklus von PJM fast zwei Jahre warteten.
• Die Teilnahme am Großhandel bringt 352 bis 449 US-Dollar/kW-Jahr ein und übertrifft damit in jeder analysierten Zone die Alternative hinter dem Zähler (55 bis 231 US-Dollar/kW-Jahr).
• Bis Ende 2026 zahlen nur zwei PJM-Bundesstaaten direkt an dezentrale Batteriespeicher: Illinois über die CRGA-Förderung (bereits aktiv) und New Jersey über das Garden State Energy Storage Program (GSESP).

Installierte dezentrale BESS-Kapazität in PJM: 198 MW in 28 Front-of-Meter-Projekten

Der aktuelle Bestand an dezentralen, netzgekoppelten BESS im PJM umfasst 198 MW Kapazität an 28 Standorten.

​Die Anlagen sind auf Kurzzeitspeicherung ausgelegt, was frühere Strategien widerspiegelt, die auf Erlöse aus dem Regelenergiemarkt anstatt auf Energiearbitrage abzielten. Die Projekte sind alle maximal 20 MW groß, entsprechend der Grenze für kleine Erzeugungsanlagen. Über 20 MW muss ein Batteriespeicher über die PJM-Warteschlange statt über den Versorger angeschlossen werden.

Zwei Vereinbarungen ersetzen das PJM-Warteschlangenverfahren

​PJM sortiert Netzanschlüsse nach Nennleistung und Spannung. Anlagen, die unter 69 kV und unter 20 MW liegen, werden über das Verteilnetz angeschlossen, nicht über die Übertragungs-Warteschlange von PJM. Es folgen zwei separate Vereinbarungen: ein Netzanschlussvertrag mit dem Versorger und eine WMPA mit PJM.

Zuerst schließt die Batterie einen Netzanschlussvertrag mit dem Versorger ab, basierend auf den Anschlussregeln des jeweiligen Bundesstaates. Dieser Vertrag regelt den physischen Anschluss und die Anforderungen sowie Zeitpläne, die je nach Versorger variieren können.

Anschließend stellt nicht der Versorger, sondern PJM die WMPA aus. Diese enthält keine Anschlussbedingungen und berechtigt die Batterie lediglich, als Electric Storage Resource am Großhandelsmarkt für Energie, Systemdienstleistungen und Kapazität teilzunehmen. Die Mindestgröße für die Teilnahme beträgt 100 Kilowatt (kW), nach oben gibt es keine Begrenzung.

Der Versorger darf den Anschluss grundsätzlich nicht verweigern. Die Anschlussregeln der Bundesstaaten verpflichten ihn, Anträge diskriminierungsfrei zu bearbeiten, ähnlich wie bei der Netzanbindung von Photovoltaik-Anlagen. Allerdings legt der Versorger die maximale Aufnahmefähigkeit, eventuelle Exportbegrenzungen sowie die Kosten für Netzverstärkungen fest. Diese Anforderungen werden im Einzelfall geprüft; zusätzliche Maßnahmen oder Informationen können den Projektablauf verzögern.

​Bei minimalen Änderungen liegt der Vorteil dezentraler BESS vor allem in der schnellen Marktreife. Eine Batterie im Verteilnetz kann die Anschlussgenehmigung innerhalb weniger Monate erhalten und teure Netzausbaukosten vermeiden. Projekte in der Übertragungs-Warteschlange im ersten reformierten PJM-Zyklus warteten fast zwei Jahre auf Genehmigung und zahlten im Schnitt 206 US-Dollar/kW für Netzupgrades.

Großhandelsmarktteilnahme bringt bis zu 418 US-Dollar/kW-Jahr in Dominion, aber neue BESS könnten den Markt sättigen

​Das virtuelle BESS (vBESS) Benchmark von Modo Energy kann eine theoretische Batterie mit vier Stunden Speicherdauer in einer bestimmten PJM-Zone modellieren. Im Zeitraum Juli 2025 bis Juli 2026 hätte eine Batterie in der Dominion-Zone 362 US-Dollar/kW-Jahr aus Energie und Systemdienstleistungen erzielen können. Die Kapazitätsmärkte hätten weitere 87 US-Dollar/kW-Jahr beigesteuert, insgesamt also 449 US-Dollar/kW-Jahr.

Diese Kapazität kombiniert die Lieferjahre 2025/26 und 2026/27, mit einer vierstündigen Effective Load Carrying Capability (ELCC) von 55 % bzw. 50 %.

​Regelenergie ist in allen drei Zonen die größte Einzel-Erlösquelle: von 47 % des Gesamterlöses in Dominion bis zu 66 % in ComEd. Die Marktreform von PJM im Oktober 2025 hat die Preise für Regelenergie erhöht.

Die Anforderungen blieben jedoch vor und nach der Reform von Oktober 2025 relativ stabil bei etwa 750 MW. Bereits heute sind 596 MW an BESS in PJM im Betrieb und im ersten Übergangszyklus sind 1,9 GW in Planung. Mit zunehmendem Angebot sinken die Regelenergiepreise und damit die Erlöse für teilnahmeberechtigte BESS.

Hinter-dem-Zähler-BESS erzielen geringere Erlöse – nur wo der Tarif eine Lastspitzenreduktion zulässt

​Eine Batterie kann auf die Teilnahme am PJM-Großhandelsmarkt verzichten und über einen Versorgertarif oder einen Stromliefervertrag angeschlossen werden. Ein eigenständiges BESS kann nicht am Net-Metering teilnehmen, das nur für Erzeugung wie Photovoltaik gilt. Stattdessen reduziert es die Stromrechnung des Betreibers, indem es Lastspitzen während teurer Spitzenzeiten absenkt. Abgerechnet werden u.a. der monatliche Leistungsbedarf, der Kapazitätszuschlag (basierend auf dem Peak Load Contribution, PLC) und in manchen Zonen ein Übertragungsentgelt.

Der PLC ist die Last des Betreibers während der fünf systemweiten Lastspitzenstunden (5CP) pro Jahr. Der Versorger berechnet jedem Kunden die Kapazitätskosten proportional zu dessen PLC, der über einen gleitenden 12-Monats-Zeitraum festgelegt wird. Durch die Reduzierung des PLC werden die Kapazitätskosten im Folgejahr gesenkt. Eine Batterie senkt den PLC, indem sie während dieser Spitzenstunden entlädt und die Gesamtlast reduziert. Jedes abgeschwächte Kilowatt PLC vermeidet die Kapazitätskosten für ein ganzes Jahr. Für den Vergleich der Jahre 2025/26 und 2026/27 entspricht das 100 US-Dollar/kW-Jahr.

Der Wert von BTM-BESS in PJM hängt von vermiedenen Kosten ab

​Der Wert hinter dem Zähler ergibt sich aus der Summe der vermiedenen Kosten. Der Leistungsbedarf ist der monatliche $/kW-Satz auf die Spitzenlast. Das Kapazitäts-Tag ist die oben genannte PLC-Einsparung, 100 US-Dollar/kW-Jahr pro Kilowatt Lastspitze. In PSE&G kommt ein Übertragungs-Tag von 162 US-Dollar/kW-Jahr hinzu, ein leistungsabhängiges Entgelt, das sich nach der Last des Kunden während der Übertragungsspitze bemisst. ComEd berechnet Übertragungskosten pro Kilowattstunde, sodass eine Batterie diese nicht reduzieren kann.

Eine Batterie kann jeweils nur einen Teil der Kosten einsparen. Lawrence Berkeley National Laboratory hat festgestellt, dass eine zwei- bis vierstündige Batterie je nach Lastprofil 45 bis 65 % ihrer Kapazität an Leistungsbedarf einsparen kann. Nach Abzug der Ladeverluste ergeben sich folgende Werte je Zone:

• PSE&G: 167 bis 231 US-Dollar/kW-Jahr, am nächsten an den Großhandelserlösen. Hier können sowohl das Kapazitäts- als auch das leistungsabhängige Übertragungsentgelt durch Batteriespeicher reduziert werden.
• ComEd: 125 bis 175 US-Dollar/kW-Jahr. Ein Kapazitäts-Tag und ein hoher Verteilnetz-Leistungsbedarf, aber Übertragungskosten werden pro Kilowattstunde abgerechnet und können nicht reduziert werden.
• Dominion: 55 bis 79 US-Dollar/kW-Jahr. Das vertikal integrierte Versorgungsunternehmen bietet kein separates Kapazitäts-Tag zum Reduzieren. Stattdessen werden die Kosten auf Basis vorheriger Lastspitzen berechnet, die eine Batterie nicht dauerhaft senken kann.

Illinois und New Jersey: Die wichtigsten Bundesstaaten für direkte Förderungen

​Zwei PJM-Bundesstaaten zahlen direkte Förderungen für dezentrale Batteriespeicher: CRGA startet im Juli 2026 und GSESP Ende 2026.

Der Clean and Reliable Grid Affordability Act (CRGA) von Illinois bringt 67 US-Dollar/kW-Jahr – aktuell die einzige direkte Förderung für dezentrale Entwickler in einem PJM-Bundesstaat. New Jersey folgt mit dem Garden State Energy Storage Program, das 2025 genehmigt wurde und 2026 eine zweite Phase für dezentrale Speicher öffnen soll. Dieser Fördertopf soll sowohl für Front-of-Meter- als auch für Behind-the-Meter-Systeme gelten.

Für Entwickler dezentraler Anlagen ist eine direkte Förderung oft entscheidend für die Realisierbarkeit eines Projekts – daher sind Illinois und New Jersey die Bundesstaaten, die im Blick behalten werden sollten.