Eine an das Verteilnetz angeschlossene Batterie mit 20 Megawatt (MW) kann über das Energieversorgungsunternehmen angeschlossen werden, eine Wholesale Market Participation Agreement (WMPA) abschließen und den vollständigen Großhandelserlös erzielen: Energie, Regelenergie, Reserveleistungen und Kapazität.

Eine Batterie könnte sich auch ohne WMPA anschließen, würde dabei jedoch erhebliche Erlösmöglichkeiten verpassen. Eine netzseitig angeschlossene Batterie hätte im Zeitraum Juli 2025-2026 $352 bis $449 pro Kilowatt und Jahr (kW-Jahr) an Großhandelserlösen erzielen können. Im gleichen Zeitraum hätten hinter-dem-Zähler-BESS $55 bis $231/kW-Jahr verdient. Allerdings macht die Regelenergie 47 bis 66 % dieser Großhandelserlöse aus, und der Regelenergiemarkt von PJM ist auf nur 750 MW begrenzt. Mit wachsendem Angebot an Batteriespeichern sinken diese Erlöse.

Wichtigste Erkenntnisse

• Eine verteilnetz-verbundene Batterie unter 69 Kilovolt (kV) und 20 MW kann über das Energieversorgungsunternehmen angeschlossen werden und eine WMPA beantragen. Dadurch kann BESS Zugang zu den Großhandelsmärkten von PJM erhalten.
• Auch ein dezentrales Projekt durchläuft einen PJM-Cycle. Projekte ohne Kostenbeteiligung für Netzaufrüstung können jedoch nach Phase I direkt zum endgültigen Vertrag beschleunigen.
• Die Teilnahme am Großhandel bringt $352 bis $449/kW-Jahr ein und übertrifft damit in jeder Modellzone die Alternative hinter dem Zähler ($55 bis $231/kW-Jahr).
• Bis Ende 2026 werden nur zwei PJM-Bundesstaaten verteilte Batterien direkt vergüten: Illinois über die CRGA-Förderung (bereits in Kraft) und New Jersey über das Garden State Energy Storage Program (GSESP).

Eigenständige verteilte BESS-Kapazität in PJM: 198 MW in 28 netzseitigen Projekten

Der aktuelle Bestand an verteilten, netzseitig angeschlossenen BESS in PJM umfasst 198 MW Kapazität an 28 Standorten.

Der Bestand zeichnet sich durch kurze Speicherdauer aus, was auf frühere Strategien zur Maximierung der Regelenergieerlöse statt Energiearbitrage zurückzuführen ist. Projekte sind maximal 20 MW groß und entsprechen damit der Schwelle für kleine Erzeugungsanlagen. Über 20 MW muss eine Batterie über die Anschlusswarteschlange von PJM statt über das Versorgungsunternehmen angeschlossen werden.

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

PJM sortiert Netzanschlüsse nach Nennleistung und Spannung. Ressourcen, die unter 69 kV angeschlossen werden, gelten als Verteilnetzebene und nicht FERC-reguliert. Es folgen zwei separate Verträge: ein Netzanschlussvertrag mit dem Versorger und eine WMPA mit PJM.

Zunächst schließt die Batterie einen Anschlussvertrag mit dem Versorgungsunternehmen ab, gemäß den Anschlussregeln des jeweiligen Bundesstaates. Dieser Vertrag regelt die physische Verbindung mit unterschiedlichen Anforderungen und Zeitrahmen je nach Versorger.

Anschließend stellt PJM, nicht das Versorgungsunternehmen, die WMPA aus. Diese enthält keine Anschlussbedingungen und ermöglicht lediglich die Teilnahme der Batterie an den Großhandelsmärkten für Energie, Systemdienstleistungen und Kapazität.

Das Versorgungsunternehmen kann den Anschluss nicht grundsätzlich verweigern. Die Anschlussregeln der Bundesstaaten verpflichten es, den Antrag diskriminierungsfrei zu bearbeiten – ähnlich wie bei der Netzanbindung von PV-Anlagen. Allerdings legt der Versorger die Aufnahmefähigkeit des Netzes, etwaige Exportbeschränkungen und die Kosten für Netzaufrüstungen fest. Diese Anforderungen werden einzelfallbezogen bewertet; zusätzliche Auflagen oder Informationen können den Projektzeitplan verzögern.

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

Der Projektentwickler muss den Netzanschlussvertrag mit dem Versorgungsunternehmen bis spätestens Decision Point III unterzeichnen. Wird diese Frist verpasst, wird die New Service Request beendet und das Projekt aus dem Cycle entfernt.

Die Erleichterung für kleine Projekte liegt in der Beschleunigung: Ein New Service Request ohne Kostenbeteiligung für Netzaufrüstung und ohne weiteren Studienbedarf kann nach Abschluss der Phase-I-Systemauswirkungsstudie von PJM direkt zum endgültigen Vertrag übergehen.

Großhandelsteilnahme bringt bis zu $418/kW-Jahr in Dominion – neue BESS könnten Markt sättigen

Das virtuelle BESS (vBESS) Benchmark von Modo Energy kann eine theoretische Vier-Stunden-Batterie in einer bestimmten PJM-Zone modellieren. Für das Jahr Juli 2025 bis Juli 2026 hätte eine Batterie in der Dominion-Zone $362/kW-Jahr aus Energie und Systemdienstleistungen erzielen können. Die Kapazität brachte weitere $87/kW-Jahr, insgesamt also $449/kW-Jahr.

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

Regelenergie ist in allen drei Zonen die größte einzelne Einnahmequelle: Sie macht von 47 % der Gesamterlöse in Dominion bis zu 66 % in ComEd aus. Die Marktreform von PJM im Oktober 2025 hat die Preise für Regelenergie angehoben.

Die Anforderungen blieben jedoch über beide Seiten der Reform hinweg relativ stabil und lagen bei etwa 750 MW. Betriebene BESS summieren sich bereits auf 596 MW in PJM, und im Transition Cycle 1 befinden sich derzeit 1,9 GW auf dem Weg in den kommerziellen Betrieb. Mit zunehmendem Angebot sinkt der Preis für Regelenergie, was die Erlöse für berechtigte BESS reduziert.

Hinter-dem-Zähler-BESS erzielen weniger, und nur wenn der Tarif eine zu reduzierende Gebühr enthält

Eine auf Verteilnetzebene angeschlossene Batterie kann auf die Teilnahme am PJM-Großhandelsmarkt verzichten und sich stattdessen über einen Tarif des Versorgers oder einen Stromabnahmevertrag anschließen. Alternativ kann ein BESS die Stromrechnung des Betreibers senken, indem es die Last während teurer Spitzenzeiten reduziert. Abgerechnete Posten umfassen die monatliche Leistungsgebühr, die Kapazitätsgebühr (bestimmt durch die Peak Load Contribution, PLC) und in einigen Zonen eine Übertragungsgebühr.

Die PLC ist die Last des Betreibers während der fünf sogenannten Coincident-Peak-Stunden (5CP), also der fünf Stunden mit der höchsten Gesamtnachfrage pro Jahr. Die Versorger berechnen die Kapazitätsgebühr anteilig zur PLC, die rollierend über 12 Monate festgelegt wird. Eine Reduktion der PLC senkt also die Kapazitätsgebühr im Folgejahr. Eine Batterie senkt die PLC ihres Betreibers, indem sie während dieser Spitzenstunden entlädt und die Gesamtlast reduziert. Jeder Kilowatt PLC, den sie reduziert, spart ein ganzes Jahr Kapazitätskosten. Über die Jahre 2025/26 und 2026/27 gemittelt sind das $100/kW-Jahr.

Der Wert von BTM-BESS in PJM basiert auf vermiedenen Gebühren

Der Wert hinter dem Zähler ergibt sich aus der Summe der vermiedenen Gebühren. Die Leistungsgebühr ist der monatliche $/kW-Satz auf die Spitzenlast. Die Kapazitätskomponente ist die oben genannte PLC-Einsparung, $100/kW-Jahr je Kilowatt Reduktion. In PSE&G kommt eine Übertragungskomponente von $162/kW-Jahr hinzu – ein leistungsabhängiger Zuschlag, der sich nach der Last während der Übertragungsspitze richtet. ComEd berechnet die Übertragung pro Kilowattstunde, sodass eine Batterie diese nicht reduzieren kann.

Eine Batterie kann nur einen Teil jeder Gebühr einsparen. Das Lawrence Berkeley National Laboratory schätzt, dass eine Batterie mit zwei bis vier Stunden Kapazität 45 bis 65 % ihrer Größe an Leistungsgebühr einsparen kann, abhängig vom Lastprofil. Nach Abzug der Ladeverluste ergibt sich je Zone folgender Wert:

• PSE&G: $167 bis $231/kW-Jahr, fast auf Großhandelsniveau. Es gibt sowohl eine Kapazitäts- als auch eine leistungsbasierte Übertragungsgebühr, die beide mit Batteriespeicher reduziert werden können.
• ComEd: $125 bis $175/kW-Jahr. Es gibt eine Kapazitätskomponente und eine hohe leistungsabhängige Verteilnetzgebühr, aber die Übertragung wird pro Kilowattstunde berechnet und kann daher nicht reduziert werden.
• Dominion: $55 bis $79/kW-Jahr. Das vertikal integrierte Versorgungsunternehmen bietet keine eigene Kapazitätskomponente zum Reduzieren. Stattdessen werden frühere Lastspitzen abgerechnet – ein gleitender 12-Monats-Peak und ein 75 %-Sommerwert, den eine Batterie nicht nachhaltig senken kann.

Illinois und New Jersey: Die Bundesstaaten mit direkten Förderungen

Zwei PJM-Bundesstaaten vergüten verteilte Batteriespeicher direkt über Förderprogramme: CRGA ab Juli 2026 und GSESP ab Ende 2026.

Die Clean and Reliable Grid Affordability Act (CRGA)-Förderung in Illinois ist mit $67/kW-Jahr aktuell die einzige Direktförderung für Entwickler in einem PJM-Bundesstaat. New Jersey folgt: Das Garden State Energy Storage Program, genehmigt 2025, startet voraussichtlich 2026 mit Phase 2 für verteilte Speicher. Diese Förderung soll sowohl netzseitige als auch hinter-dem-Zähler-Systeme umfassen.

Für Entwickler macht eine Direktzahlung oft den Unterschied zwischen einem grenzwertigen und einem finanzierbaren Projekt – daher sind Illinois und New Jersey besonders relevant.