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

Una batería también podría interconectarse 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 entre julio de 2025 y 2026. En el mismo periodo, un BESS detrás del medidor podría haber obtenido 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 tiene solo 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 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 de PJM. Pero uno que no tenga asignación de costos de mejoras de red puede acelerar hasta su acuerdo final después de la Fase I.
• La participación mayorista genera entre $352 y $449/kW-año, superando la alternativa de $55 a $231/kW-año detrás del medidor en todas las zonas modeladas.
• Solo dos estados de PJM pagarán directamente a las baterías distribuidas para finales de 2026: Illinois, a través del reembolso CRGA, que ya está vigente, 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 repartidos en 28 sitios.

La flota es de corta duración, reflejando estrategias previas enfocadas en captar ingresos de regulación de PJM en vez de arbitraje energético. Los proyectos no superan los 20 MW, en línea 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 lugar 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. Luego siguen dos acuerdos separados, incluyendo 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 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 manera arbitraria. Las reglas estatales de interconexión exigen que procese la solicitud sin discriminación, de forma similar a las reglas para la interconexión de sistemas solares en tejados. Sin embargo, la compañía establece el límite de capacidad de acogida, cualquier tope de exportación y el costo de las mejoras de distribución necesarias. Estos requisitos se evalúan caso por caso y las mejoras adicionales o información extra pueden ralentizar los plazos del proyecto.

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 proyectos pequeños es la aceleración. Una Nueva Solicitud de Servicio sin asignación de costos de mejoras de red, y que no requiera más estudios, puede avanzar directamente a su acuerdo final una vez que PJM complete el Estudio de Impacto del Sistema de la Fase I.

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

El BESS virtual (vBESS) de Modo Energy benchmark puede modelar una batería teórica de cuatro horas ubicada en una zona PJM específica. Para el año entre julio de 2025 y julio de 2026, una batería en la zona Dominion podría haber obtenido $362/kW-año de 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 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 relativamente estables antes y después 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 tiene actualmente 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 de los BESS elegibles.

Detrás del medidor paga menos para BESS independientes, y solo donde la tarifa expone un cargo a reducir

Una batería conectada a nivel de distribución puede evitar el mercado mayorista 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 limitando la carga durante los periodos caros de máxima demanda. Los cargos 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 anfitrión durante las cinco horas pico coincidentes de PJM (5CP), las cinco horas de mayor demanda del sistema cada año. La compañía factura a cada cliente por capacidad en proporción a su PLC, que se establece en un periodo móvil de 12 meses. Por ello, reducir el PLC disminuye el cargo de capacidad del año siguiente. Una batería reduce el PLC de su anfitrión descargando durante esas horas pico y bajando la demanda total. Cada kilovatio de PLC reducido evita un año completo de costo de capacidad. Combinando los años 2025/26 y 2026/27 proporcionalmente para la comparación de julio 2025-26, eso equivale a $100/kW-año.

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

El valor detrás del medidor es la suma de los cargos evitados. El cargo de demanda es la tarifa mensual $/kW sobre la demanda pico. La etiqueta de capacidad es el ahorro de PLC explicado arriba, $100/kW-año por cada kilovatio reducido. En PSE&G, una etiqueta 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, por lo que una batería no puede reducirlo.

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

• PSE&G: $167 a $231/kW-año, el más cercano al mercado mayorista. Expone tanto una etiqueta de capacidad como una etiqueta de transmisión basada en demanda, ambas reducibles con la operación de la batería.
• ComEd: $125 a $175/kW-año. Una etiqueta de capacidad y un alto cargo de demanda de distribución, pero la transmisión se factura por kilovatio-hora, así que la batería no puede reducirlo.
• Dominion: $55 a $79/kW-año. La compañía verticalmente integrada no tiene una etiqueta de capacidad dedicada a reducir. 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 manera sostenible.

Illinois y Nueva Jersey son los estados a seguir por incentivos directos

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

El reembolso Clean and Reliable Grid Affordability Act (CRGA) de Illinois vale $67/kW-año, el único incentivo estatal de 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 esta excepción aplique tanto a sistemas front-of-meter como detrás del medidor.

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 observar.