Eine an das Verteilnetz angeschlossene Batterie mit 20 Megawatt (MW) kann über das Versorgungsunternehmen angeschlossen werden, eine Wholesale Market Participation Agreement (WMPA) abschließen und die komplette Großhandelserlösstruktur nutzen: Energie, Regelenergie, Reserve und Kapazität.

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Eine Batterie kann auch ohne WMPA angeschlossen werden, verzichtet dann jedoch auf erhebliche Erlösmöglichkeiten. Eine vor dem Zähler angeschlossene dezentrale Batterie 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 Batteriespeicher hinter dem Zähler 55 bis 231 US-Dollar/kW-Jahr erzielen können. Allerdings macht Regelenergie 47 bis 66 % dieser Großhandelserlöse aus, und der Regelenergiemarkt von PJM umfasst nur 750 MW. Mit wachsendem Batterieangebot sinken diese Erlöse.

Wichtigste Erkenntnisse

• Eine an das Verteilnetz angeschlossene Batterie unter 69 Kilovolt (kV) und 20 MW kann über das Versorgungsunternehmen angeschlossen werden und sich für eine WMPA bewerben. Das ermöglicht BESS den Zugang zu den Großhandelsmärkten von PJM.
• Auch ein dezentrales Projekt durchläuft weiterhin einen PJM-Cycle. Aber Projekte ohne Kosten für Netzaufrüstung können nach Phase I direkt zur finalen Vereinbarung beschleunigen.
• Die Teilnahme am Großhandel erzielt 352 bis 449 US-Dollar/kW-Jahr und übertrifft damit in jeder untersuchten Zone die Alternative hinter dem Zähler (55 bis 231 US-Dollar/kW-Jahr).
• Bis Ende 2026 zahlen nur zwei PJM-Bundesstaaten direkte Prämien an dezentrale Batterien: Illinois über den CRGA-Zuschuss (bereits in Kraft) und New Jersey über das Garden State Energy Storage Program (GSESP).

Eigenständige dezentrale BESS-Kapazität in PJM beträgt 198 MW über 28 Projekte vor dem Zähler

Die in Betrieb befindlichen dezentralen BESS-Anlagen von PJM, die vor dem Zähler angeschlossen sind, summieren sich auf 198 MW Kapazität an 28 Standorten.

Der Anlagenpark ist auf kurze Speicherzeiten ausgelegt, was auf frühere Strategien zur Nutzung von Regelenergieerlösen anstelle von Energiearbitrage zurückzuführen ist. Die Projekte sind maximal 20 MW groß, entsprechend der Schwelle für Small Generating Facility. Ab 20 MW muss eine Batterie über die Anschlusswarteschlange von PJM und nicht mehr über das Versorgungsunternehmen angeschlossen werden.

Zwei Verträge regeln eine dezentrale Batterie – beide im PJM-Cycle

PJM sortiert Anschlüsse nach Nennleistung und Spannungsebene. Eine Ressource, die unter 69 kV angeschlossen wird, gilt als Verteilnetz und unterliegt nicht der FERC-Zuständigkeit. Es folgen zwei separate Vereinbarungen: ein Netzanschlussvertrag mit dem Versorger und ein WMPA mit PJM.

Zuerst unterzeichnet die Batterie einen Netzanschlussvertrag mit dem Versorgungsunternehmen, nach den Anschlussregeln des jeweiligen Bundesstaates. Dieser Vertrag regelt den physischen Anschluss mit unterschiedlichen Anforderungen und Zeitplänen je nach Versorger. Anschließend stellt nicht das Versorgungsunternehmen, sondern PJM die WMPA aus. Sie enthält keine Anschlussbedingungen, sondern ermöglicht lediglich die Teilnahme der Batterie am Großhandels-Energiemarkt, an Systemdienstleistungen und am Kapazitätsmarkt.

Das Versorgungsunternehmen kann den Anschluss nicht grundsätzlich verweigern. Die staatlichen Anschlussregeln verpflichten zur diskriminierungsfreien Bearbeitung, ähnlich wie bei der Anbindung von Photovoltaik-Anlagen. Allerdings legt das Versorgungsunternehmen die Aufnahmegrenze, eventuelle Exportbeschränkungen und die Kosten für eventuelle Netzaufrüstungen fest.

Kleine Projekte können nach Phase I beschleunigen, aber nicht den Cycle verlassen

Der Entwickler muss den Netzanschlussvertrag mit dem Versorger bis Decision Point III abschließen. Wird diese Frist verpasst, wird die New Service Request beendet und das Projekt verlässt den Cycle.

Die Erleichterung für kleine Projekte ist die Beschleunigung. Eine New Service Request ohne Kosten für Netzaufrüstung und ohne weiteren Studienbedarf kann nach Abschluss der Phase I System Impact Study direkt zur finalen Vereinbarung beschleunigen.

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

Der virtuelle BESS (vBESS) Benchmark von Modo Energy kann eine theoretische Batterie mit vier Stunden Speicherdauer in einer bestimmten PJM-Zone modellieren. Für das Jahr Juli 2025 bis Juli 2026 hätte eine Batterie in der Dominion-Zone 362 US-Dollar/kW-Jahr aus Energie und Systemdienstleistungen erzielen können. Die Kapazität hätte zusätzlich 87 US-Dollar/kW-Jahr gebracht, insgesamt also 449 US-Dollar/kW-Jahr.

Diese Kapazität ergibt sich aus den Lieferjahren 2025/26 und 2026/27 mit einer vierstündigen Effective Load Carrying Capability (ELCC) von 55 % bzw. 50 %.

Regelenergie ist in allen drei Zonen der größte Erlösstrom – von 47 % des Gesamterlöses in Dominion bis 66 % in ComEd. Das Redesign des Regelenergiemarkts von PJM im Oktober 2025 hat die Preise steigen lassen.

Die Anforderungen blieben jedoch vor und nach der Reform im Oktober 2025 relativ stabil und lagen bei etwa 750 MW. Bereits heute sind 596 MW BESS in PJM in Betrieb und der Transition Cycle 1 umfasst 1,9 GW, die auf den kommerziellen Betrieb zusteuern. Mit zunehmendem Angebot sinken die Regelenergiepreise und damit die Erlöse für teilnahmeberechtigte BESS.

Hinter-dem-Zähler bringt weniger für einzelne BESS, und nur wenn der Tarif eine Lastspitze berechnet

Eine auf Verteilnetzebene angeschlossene Batterie kann auf den PJM-Großhandelsmarkt verzichten und stattdessen über einen Versorgungstarif oder einen Power Purchase Agreement angeschlossen werden. Alternativ kann ein BESS die Rechnung eines Betreibers senken, indem es die Last während teurer Spitzenzeiten reduziert. Abgerechnet werden unter anderem der monatliche Leistungspreis, der Kapazitätspreis (bestimmt durch den Peak Load Contribution, PLC), und in manchen Zonen ein Übertragungsentgelt.

Der PLC ist die Last des Betreibers während der fünf gleichzeitigen Spitzenstunden von PJM (5CP), also der fünf Stunden mit der höchsten Gesamtnachfrage pro Jahr. Das Versorgungsunternehmen berechnet jedem Kunden einen Kapazitätspreis proportional zu seinem PLC, der rollierend über 12 Monate ermittelt wird. Eine Reduzierung des PLC senkt also die Kapazitätskosten im Folgejahr. Eine Batterie senkt den PLC, indem sie während dieser Spitzenstunden entlädt und so die Gesamtlast reduziert. Jedes Kilowatt PLC, das eingespart wird, vermeidet ein volles Jahr Kapazitätskosten. Für den Vergleich Juli 2025-26 ergibt das, gemischt über die Lieferjahre 2025/26 und 2026/27, 100 US-Dollar/kW-Jahr.

Die BTM-Wertschöpfung in PJM hängt von vermiedenen Gebühren ab

Der Wert hinter dem Zähler ergibt sich aus der Summe der vermiedenen Gebühren. Der Leistungspreis ist der monatliche $/kW-Satz auf die Spitzenlast. Das Kapazitäts-Tag ist die oben genannte PLC-Einsparung, also 100 US-Dollar/kW-Jahr pro eingespartem Kilowatt. In PSE&G kommt ein Übertragungs-Tag von 162 US-Dollar/kW-Jahr hinzu, ein leistungsbasierter Zuschlag, der durch die Last des Kunden während der Übertragungsspitze bestimmt wird. ComEd berechnet die Übertragung pro Kilowattstunde, sodass eine Batterie diese nicht reduzieren kann.

Eine Batterie kann jeweils nur einen Teil jeder Gebühr vermeiden. Das Lawrence Berkeley National Laboratory fand, dass eine Batterie mit zwei bis vier Stunden Speicherdauer eine Leistungsgebühr um 45 bis 65 % ihrer Größe reduzieren kann – je nach Lastprofil. Nach Abzug des Ladebedarfs ergibt sich je nach Zone folgender Wert:

• PSE&G: 167 bis 231 US-Dollar/kW-Jahr, am nächsten am Großhandel. Hier sind sowohl ein Kapazitäts-Tag als auch ein leistungsbasierter Übertragungs-Tag, beide durch Batteriebetrieb reduzierbar.
• ComEd: 125 bis 175 US-Dollar/kW-Jahr. Ein Kapazitäts-Tag und ein hoher Verteilnetz-Leistungspreis, aber Übertragung wird pro Kilowattstunde abgerechnet, daher keine Einsparung durch die Batterie möglich.
• Dominion: 55 bis 79 US-Dollar/kW-Jahr. Das vertikal integrierte Versorgungsunternehmen hat kein eigenes Kapazitäts-Tag. Stattdessen werden Spitzen auf Basis eines 12-Monats-Rollings und eines 75%-Sommerschwellwerts abgerechnet, den eine Batterie nicht dauerhaft senken kann.

Illinois und New Jersey sind die wichtigsten Bundesstaaten für direkte Förderungen

Zwei PJM-Bundesstaaten zahlen direkte Prämien an dezentrale Batterien – CRGA ab Juli 2026 und GSESP ab Ende 2026.

Die Clean and Reliable Grid Affordability Act (CRGA) Förderung von Illinois beträgt 67 US-Dollar/kW-Jahr und ist derzeit die einzige PJM-Förderung, die direkt an dezentrale Entwickler ausgezahlt wird. New Jersey folgt mit dem Garden State Energy Storage Program, das 2025 genehmigt wurde und 2026 eine zweite Phase für dezentrale Speicher öffnen soll. Diese Förderung wird voraussichtlich sowohl für vor dem Zähler als auch hinter dem Zähler installierte Systeme gelten.

Für Entwickler dezentraler Anlagen ist eine direkte Förderung oft ausschlaggebend dafür, ob ein Projekt überhaupt finanziert werden kann – deshalb sind Illinois und New Jersey die Bundesstaaten, die man im Auge behalten sollte.