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

Una batería también podría conectarse sin un WMPA, pero perdería una oportunidad de ingresos significativa. Una batería distribuida front-of-meter podría haber ganado entre $352 y $449 por kilovatio-año (kW-año) en los mercados mayoristas de julio 2025-2026. 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 solo es de 750 MW. A medida que crece 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 conectarse a través de la compañía eléctrica y solicitar un WMPA. Esto permite que los BESS accedan a los mercados mayoristas de PJM sin una posición en la fila de transmisión.
• Los BESS distribuidos pueden recibir aprobación de interconexión en meses, mientras que un proyecto en la fila de transmisión tardó casi dos años en el primer ciclo reformado de PJM.
• La participación en el mercado mayorista genera entre $352 y $449/kW-año, superando la alternativa behind-the-meter de $55 a $231/kW-año en todas las zonas analizadas.
• Solo dos estados de PJM pagarán directamente a las baterías distribuidas para finales de 2026: Illinois, a través del reembolso CRGA, que ya está en vigor, y Nueva Jersey mediante el Programa de Almacenamiento de Energía Garden State (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 sitios.

​La flota es de corta duración, reflejando estrategias anteriores enfocadas en captar 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 fila de interconexión de PJM en lugar del proceso de la compañía eléctrica.

Dos acuerdos reemplazan el proceso de fila 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 nivel de distribución, no a través de la fila de transmisión de PJM. A continuación, siguen dos acuerdos separados: un acuerdo 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 reglas de interconexión del estado donde se ubica. Ese acuerdo cubre la conexión física, con requisitos y plazos que varían según la compañía.

Luego, PJM, no la compañía eléctrica, emite el WMPA. Este no contiene 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 un límite superior.

La compañía eléctrica no puede rechazar la conexión de manera arbitraria. Las reglas estatales de interconexión exigen que procese la solicitud sin discriminación, similar a las reglas de interconexión de sistemas solares en tejados. Sin embargo, la compañía eléctrica establece el límite de capacidad de acogida, cualquier límite de exportación y el costo de las mejoras de distribución. Estas exigencias se evalúan caso por caso y las mejoras adicionales o información requerida pueden retrasar los plazos del proyecto.

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

La participación mayorista genera hasta $418/kW-año en Dominion, pero el ingreso podría saturarse

​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 julio de 2026, una batería en la zona de Dominion podría haber ganado $362/kW-año por energía y servicios auxiliares. La capacidad sumó $87/kW-año, para un total de $449/kW-año.

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

​La regulación es el flujo de ingresos más importante en las 3 zonas, desde el 47% del total en Dominion hasta el 66% en ComEd. El rediseño de octubre de 2025 de PJM aumentó 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 actualmente tiene 1,9 GW en camino a operación comercial. A medida que la nueva oferta satura el mercado, el precio de regulación cae, reduciendo los ingresos para los BESS elegibles.

Behind-the-meter paga menos para BESS independientes, y solo donde la tarifa permite recortar cargos

​Una batería conectada a nivel de distribución puede evitar el 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 del cliente limitando la carga durante los periodos de máxima demanda. Los cargos facturados incluyen el cargo por demanda mensual, el cargo por capacidad (definido por la Contribución de Carga Pico, PLC), y, en algunas zonas, un cargo por transmisión.

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

El 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 la tarifa mensual $/kW sobre la demanda pico. El cargo por capacidad es el ahorro de PLC, $100/kW-año por kilovatio recortado. En PSE&G, un cargo de transmisión agrega $162/kW-año, un cargo basado en demanda según la carga del cliente durante el pico de transmisión. ComEd factura la transmisión por kilovatio-hora, por lo que una batería no puede recortarlo.

Una batería solo captura parte de cada cargo. Lawrence Berkeley National Laboratory concluye que una batería de dos a cuatro horas recorta entre el 45% y el 65% de su tamaño en el cargo por demanda, dependiendo del 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 cargo de capacidad como uno de transmisión basados en demanda, ambos recortables mediante la batería.
• ComEd: $125 a $175/kW-año. Un cargo de capacidad y un alto cargo por demanda de distribución, pero la transmisión se factura por kWh, así que la batería no puede recortarlo.
• Dominion: $55 a $79/kW-año. La compañía integrada verticalmente no tiene un cargo de capacidad dedicado para recortar. Dominion factura según picos previos, un pico móvil de 12 meses y un piso de verano del 75%, que una batería no puede reducir de forma sostenible.

Illinois y Nueva Jersey: los estados clave para incentivos directos

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

El reembolso de la Ley de Accesibilidad a una Red Limpia y Confiable (CRGA) de Illinois vale $67/kW-año, el único incentivo en PJM que paga hoy directamente al desarrollador distribuido. Nueva Jersey es el siguiente: el Programa de Almacenamiento de Energía Garden State, aprobado en 2025, abrirá una Fase 2 para almacenamiento distribuido en 2026. Se espera que este segmento 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 seguir de cerca.