Una batería conectada a la red de distribución de 20 megavatios (MW) o menos en PJM puede evitar la cola de interconexión de transmisión. Puede conectarse a través de la compañía eléctrica, firmar un Acuerdo de Participación en el Mercado Mayorista (WMPA) y acceder a la gama completa de ingresos mayoristas: energía, regulación, reservas y capacidad. Esta vía lleva meses, en comparación con casi dos años para un proyecto que entra en la cola.

Una batería también podría conectarse sin un WMPA, pero perdería una oportunidad significativa de ingresos. Una batería distribuida front-of-meter podría haber ganado entre $352 y $449 por kilovatio-año (kW-año) en los mercados mayoristas entre julio de 2025 y 2026. En el mismo periodo, los BESS behind-the-meter podrían haber ganado entre $55 y $231/kW-año. Sin embargo, la regulación representa entre el 47% y el 66% de esos ingresos mayoristas, y el mercado de regulación de PJM es solo de 750 MW. A medida que aumenta la oferta de baterías, esos ingresos disminuyen.

Puntos clave

• ​Una batería conectada a la distribución por debajo de 69 kilovoltios (kV) y 20 MW puede conectarse a través de la compañía eléctrica y solicitar un WMPA. Esto permite que los BESS accedan a los mercados mayoristas de PJM sin necesidad de una posición en la cola de transmisión.
• Los BESS distribuidos pueden obtener la aprobación de interconexión en meses, mientras que un proyecto en la cola de transmisión tardó casi dos años en el primer ciclo reformado de PJM.
• La participación mayorista genera entre $352 y $449/kW-año, superando la alternativa behind-the-meter de $55 a $231/kW-año en todas las zonas modeladas.
• Solo dos estados de PJM pagarán directamente a las baterías distribuidas a finales de 2026: Illinois, a través del incentivo CRGA, actualmente en vigor, y Nueva Jersey mediante el Garden State Energy Storage Program (GSESP).

La capacidad de BESS distribuidos independientes en PJM suma 198 MW en 28 proyectos front-of-meter

La flota operativa de BESS distribuidos en PJM, conectados front-of-meter, suma 198 MW de capacidad en 28 emplazamientos.

​La flota es de corta duración, reflejando estrategias previas enfocadas en capturar ingresos por regulación en lugar de arbitraje de energía. Los proyectos no superan los 20 MW, en línea con el umbral de Pequeñas Instalaciones de Generación. Por encima de 20 MW, una batería debe conectarse a través de la cola de interconexión de PJM en vez del proceso de la compañía eléctrica.

Dos acuerdos reemplazan el proceso de cola de interconexión de PJM

​PJM clasifica las interconexiones según la capacidad nominal y el voltaje. Un recurso que se conecta por debajo de 69 kV y menos de 20 MW se conecta a la distribución, no a través de la cola de transmisión de PJM. Luego siguen dos acuerdos separados: uno de interconexión con la compañía eléctrica y un WMPA con PJM.

Primero, la batería firma un acuerdo de interconexión de distribución con la compañía eléctrica, bajo las normas de interconexión del estado donde se ubique. Ese acuerdo cubre la conexión física, con requisitos y plazos variables según la compañía.

Después, PJM, y no la compañía eléctrica, emite el WMPA. Este no incluye términos de interconexión, y solo permite que la batería participe en los mercados mayoristas de energía, servicios auxiliares y capacidad como Recurso de Almacenamiento Eléctrico. El mínimo para participar es de 100 kilovatios (kW) sin límite superior.

La compañía eléctrica no puede rechazar la conexión de manera directa. Las normas estatales de interconexión le exigen procesar la solicitud sin discriminación, similar a las reglas para la interconexión de sistemas solares en tejados. Pero la compañía eléctrica establece el límite de capacidad de acogida, cualquier tope de exportación y el coste de las mejoras en la red de distribución. Las compañías evalúan estos requisitos caso por caso y las mejoras adicionales o la solicitud de información pueden ralentizar los plazos de los proyectos.

​Si hay pocas revisiones, la ventaja de los BESS distribuidos es el tiempo de llegada al mercado. Una batería de distribución puede recibir la aprobación de interconexión en meses, evitando costosos cargos por mejoras en la red de transmisión. Los proyectos en la cola de transmisión de el primer ciclo reformado de PJM esperaron casi dos años para la aprobación y pagaron $206 por kW, en promedio, en mejoras.

La participación mayorista genera hasta $418/kW-año en Dominion, pero los nuevos BESS arriesgan saturar el mercado

​El benchmark de BESS virtual (vBESS) de Modo Energy puede modelar una batería teórica de cuatro horas ubicada en una zona específica de PJM. Para el año entre julio de 2025 y 2026, una batería en la zona de Dominion podría haber ganado $362/kW-año en energía y servicios auxiliares. La capacidad sumó $87/kW-año, para un total de $449/kW-año.

Esa capacidad combina los años de entrega 2025/26 y 2026/27, con una calificación de Capacidad Efectiva de Carga (ELCC) de 55% y luego 50%.

​La regulación es la mayor fuente de ingresos en las 3 zonas, del 47% del total en Dominion al 66% en ComEd. La reforma de octubre de 2025 de PJM elevó los precios del mercado de regulación.

Sin embargo, los requisitos se mantuvieron relativamente estables a ambos lados de la reforma de octubre de 2025, cerca de 750 MW. Los BESS operativos ya suman 596 MW en PJM y el Ciclo de Transición 1 cuenta actualmente con 1,9 GW en camino a operación comercial. A medida que la nueva oferta satura el mercado, el precio de la regulación cae, reduciendo los ingresos de los BESS elegibles.

El modelo behind-the-meter paga menos a los BESS independientes y solo donde la tarifa permite ahorro por reducción de picos

​Una batería puede evitar el mercado mayorista de PJM y conectarse a través de una tarifa de la compañía eléctrica o un Contrato de Compra de Energía. Un BESS independiente no puede participar en la medición neta, que está limitada a la generación como la solar. En cambio, reduce la factura del usuario al disminuir la carga durante los periodos caros de demanda máxima. Los conceptos facturados incluyen el cargo de demanda mensual, el cargo de capacidad (definido por la Contribución de Carga Pico, PLC), y, en algunas zonas, un cargo de transmisión.

El PLC es la demanda del usuario durante las cinco horas pico coincidentes de PJM (5CP), las cinco horas de mayor demanda anual del sistema. La compañía factura a cada cliente la capacidad en proporción a su PLC, calculado en un periodo móvil de 12 meses. Por tanto, reducir el PLC disminuye el cargo de capacidad del año siguiente. Una batería reduce el PLC del usuario descargando durante esas horas pico y bajando la carga total. Cada kilovatio de PLC reducido evita el coste anual completo de capacidad. Combinando los años de entrega 2025/26 y 2026/27 proporcionalmente para la comparación de julio 2025-26, eso equivale a $100/kW-año.

La propuesta de valor behind-the-meter en PJM depende del ahorro en cargos

​El valor behind-the-meter es la suma de los cargos evitados. El cargo de demanda es la tarifa mensual $/kW sobre la demanda pico. El tag de capacidad es el ahorro PLC anterior, $100/kW-año por cada kilovatio reducido. En PSE&G, un tag de transmisión añade $162/kW-año, un cargo basado en demanda definido por la carga del cliente durante el pico de transmisión. ComEd factura la transmisión por kilovatio-hora, así que una batería no puede reducir ese cargo.

Una batería solo captura parte de cada cargo. Lawrence Berkeley National Laboratory estima que una batería de dos a cuatro horas reduce el cargo de demanda entre el 45% y el 65% de su tamaño, según el perfil de carga. Netos de la recarga, el valor estimado por zona es:

• PSE&G: $167 a $231/kW-año, el más cercano al mercado mayorista. Expone tanto un tag de capacidad como uno de transmisión basado en demanda, ambos reducibles con la batería.
• ComEd: $125 a $175/kW-año. Un tag de capacidad y un alto cargo de demanda de distribución, pero la transmisión se factura por kWh, por lo que la batería no puede reducirlo.
• Dominion: $55 a $79/kW-año. La compañía eléctrica verticalmente integrada no tiene un tag de capacidad dedicado para reducir. Dominion factura en base a picos anteriores, un pico rodante de 12 meses y un mínimo de verano del 75%, que una batería no puede reducir de forma sostenible.

Illinois y Nueva Jersey: los estados a vigilar por incentivos directos

​Dos estados de PJM pagan directamente a las baterías distribuidas mediante incentivos, con CRGA a partir de julio de 2026 y GSESP a finales de 2026.

El incentivo Clean and Reliable Grid Affordability Act (CRGA) de Illinois vale $67/kW-año, el único incentivo en PJM que hoy paga directamente a un desarrollador distribuido. Nueva Jersey es el siguiente: el Garden State Energy Storage Program, aprobado en 2025, abrirá una Fase 2 para almacenamiento distribuido en 2026. Se espera que esta reserva aplique tanto a sistemas front-of-meter como behind-the-meter.

Para un desarrollador distribuido, un pago directo marca la diferencia entre un proyecto marginal y uno financiable, por eso Illinois y Nueva Jersey son los estados a vigilar.