Una batería conectada a la red de distribución de 20 megavatios (MW) puede interconectarse a través de la compañía eléctrica, firmar un Acuerdo de Participación en el Mercado Mayorista (WMPA) y acceder a toda la gama de ingresos mayoristas: energía, regulación, reservas y capacidad.

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Una batería también podría interconectarse sin un WMPA, pero perdería una importante oportunidad 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, y el mercado de regulación de PJM solo es de 750 MW. A medida que aumenta la oferta de baterías, esos ingresos disminuyen.

Puntos clave

• Una batería conectada a la red de distribución por debajo de 69 kilovoltios (kV) y 20 MW puede interconectarse a través de la compañía eléctrica y solicitar un WMPA. Esto permite que los BESS accedan a los mercados mayoristas de PJM.
• Un proyecto distribuido aún entra en un Ciclo PJM. Pero si no tiene asignación de costes de mejora de la red, puede acelerar su acuerdo final tras la Fase I.
• 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 para finales de 2026: Illinois, a través de la rebaja CRGA, ya 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 de PJM, conectados front-of-meter, suma 198 MW de capacidad en 28 ubicaciones.

La flota es de corta duración, reflejando estrategias previas centradas en capturar ingresos de regulación de PJM en lugar de arbitraje de energía. Los proyectos no superan los 20 MW, acorde con el umbral de Pequeña Instalación de Generación. Por encima de 20 MW, una batería debe conectarse mediante la cola de interconexión de PJM en vez del proceso de la compañía eléctrica.

Dos acuerdos rigen una batería distribuida, ambos dentro de un Ciclo PJM

PJM clasifica las interconexiones por capacidad nominal y voltaje. Un recurso que se interconecta por debajo de 69 kV se considera de nivel de distribución y fuera de la jurisdicción de FERC. Se requieren dos acuerdos distintos: 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 encuentra. Ese acuerdo cubre la conexión física, con requisitos y plazos que varían según la compañía. Luego, PJM, y no la compañía, 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.

La compañía eléctrica no puede rechazar la conexión de forma absoluta. Las normas estatales de interconexión exigen procesar la solicitud sin discriminación, como ocurre con la interconexión de sistemas solares en tejados. Sin embargo, la compañía fija el límite de capacidad de acogida, cualquier tope de exportación y el coste de mejoras en la red de distribución.

Los proyectos pequeños pueden acelerar tras la Fase I, pero no pueden salir del Ciclo

El desarrollador debe firmar el acuerdo de interconexión con la compañía eléctrica antes del Punto de Decisión III. No cumplir ese plazo termina la Nueva Solicitud de Servicio y retira el proyecto del Ciclo.

El alivio para los proyectos pequeños es la aceleración. Una Nueva Solicitud de Servicio sin asignación de costes de mejora de red, y que no requiere más estudios, puede pasar directamente al acuerdo final cuando PJM complete el Estudio de Impacto del Sistema Fase I.

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

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

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

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

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

El behind-the-meter paga menos por BESS independientes, y solo donde la tarifa expone un cargo a reducir

Una batería conectada a nivel de distribución puede prescindir del mercado mayorista de PJM y conectarse mediante una tarifa de la compañía eléctrica o un Acuerdo de Compra de Energía. De lo contrario, un BESS puede reducir la factura de su anfitrión disminuyendo la carga durante los periodos de mayor demanda. Los cargos facturados incluyen el cargo por demanda mensual, el cargo por capacidad (definido por Peak Load Contribution, PLC) y, en algunas zonas, un cargo por transmisión.

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

La propuesta de valor BTM en PJM depende de los cargos evitados

El valor behind-the-meter es la suma de los cargos evitados. El cargo por demanda es el precio mensual en $/kW sobre la demanda máxima. El tag de capacidad es el ahorro de PLC mencionado, $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 en el pico de transmisión. ComEd factura transmisión por kilovatio-hora, por lo que una batería no puede reducirlo.

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

• PSE&G: $167 a $231/kW-año, lo más cercano al mercado mayorista. Expone tanto un tag de capacidad como uno de transmisión, ambos reducibles mediante la operación de 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, así que la batería no puede reducirlo.
• Dominion: $55 a $79/kW-año. La compañía verticalmente integrada no tiene un tag de capacidad específico a reducir. Dominion cobra sobre picos previos, un pico móvil 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 seguir por incentivos directos

Dos estados de PJM pagan directamente a las baterías distribuidas mediante rebajas, con CRGA comenzando en julio de 2026 y GSESP a finales de 2026.

La rebaja de la Ley de Asequibilidad de Red Limpia y Fiable (CRGA) de Illinois equivale a $67/kW-año, siendo el único incentivo en PJM que paga hoy 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 este apartado 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 lo que Illinois y Nueva Jersey son los estados a observar.