Une batterie connectée au réseau de distribution d'une puissance de 20 mégawatts (MW) ou moins dans le PJM peut éviter la file d’attente d’interconnexion au réseau de transport. Elle peut se connecter via le fournisseur d’électricité, conclure un accord de participation au marché de gros (WMPA), et capter l’ensemble des revenus du marché de gros : énergie, régulation, réserves et capacité. Cette procédure prend quelques mois, contre près de deux ans pour un projet passant par la file d’attente.

Une batterie pourrait aussi se connecter sans WMPA, mais elle renoncerait alors à des opportunités de revenus importantes. Une batterie distribuée front-of-meter aurait pu générer entre 352 et 449 dollars par kilowatt et par an (kW/an) sur les marchés de gros entre juillet 2025 et 2026. Sur la même période, un BESS derrière le compteur aurait pu gagner entre 55 et 231 $/kW/an. Cependant, la régulation représente de 47 à 66 % de ces revenus, et le marché de la régulation du PJM ne fait que 750 MW. À mesure que l’offre de batteries augmente, ces revenus diminuent.

Points clés à retenir

• ​Une batterie connectée au réseau de distribution inférieure à 69 kilovolts (kV) et 20 MW peut se connecter via le fournisseur d’électricité et demander un WMPA. Cela permet aux BESS d’accéder aux marchés de gros du PJM sans position dans la file d’attente de transport.
• Les BESS distribués peuvent obtenir une approbation d’interconnexion en quelques mois, alors qu’un projet en file d’attente de transport a pris près de deux ans lors du premier cycle réformé du PJM.
• La participation au marché de gros rapporte entre 352 et 449 $/kW/an, dépassant l’alternative derrière le compteur de 55 à 231 $/kW/an dans toutes les zones étudiées.
• Seuls deux États du PJM paieront directement les batteries distribuées d’ici fin 2026 : l’Illinois, via la prime CRGA, actuellement en vigueur, et le New Jersey via le Garden State Energy Storage Program (GSESP).

La capacité totale des BESS distribués autonomes dans le PJM atteint 198 MW répartis sur 28 projets front-of-meter

Le parc opérationnel de BESS distribués du PJM, connectés en front-of-meter, totalise 198 MW de capacité répartis sur 28 sites.

​Le parc est composé de batteries à courte durée, reflétant les stratégies antérieures axées sur la captation des revenus de régulation du PJM plutôt que sur l’arbitrage énergétique. Aucun projet ne dépasse 20 MW, conformément au seuil des petites installations de production. Au-delà de 20 MW, une batterie doit se connecter via la file d’attente d’interconnexion du PJM au lieu du processus du fournisseur.

Deux accords remplacent le processus de file d’attente d’interconnexion du PJM

​Le PJM trie les interconnexions par puissance nominale et tension. Une ressource qui se connecte sous 69 kV et moins de 20 MW s’interconnecte au niveau distribution, sans passer par la file d’attente de transport du PJM. Deux accords distincts sont requis : un accord d’interconnexion avec le fournisseur et un WMPA avec le PJM.

Premièrement, la batterie signe un accord d’interconnexion de distribution avec le fournisseur, selon les règles d’interconnexion de l’État concerné. Cet accord couvre la connexion physique, avec des exigences et des délais variables selon le fournisseur.

Ensuite, c’est le PJM, et non le fournisseur, qui délivre le WMPA. Ce dernier ne contient pas de conditions d’interconnexion, il permet simplement à la batterie de participer aux marchés de gros de l’énergie, des services auxiliaires et de la capacité en tant que ressource de stockage électrique. Le seuil de participation est de 100 kilowatts (kW), sans plafond supérieur.

Le fournisseur ne peut pas refuser la connexion de manière arbitraire. Les règles d’interconnexion étatiques l’obligent à traiter la demande sans discrimination, comme pour le raccordement de panneaux solaires en toiture. Cependant, le fournisseur fixe la limite de capacité d’accueil, tout plafond d’exportation, ainsi que le coût des éventuelles améliorations du réseau de distribution. Ces exigences sont évaluées au cas par cas et des demandes d’informations ou d’améliorations supplémentaires peuvent rallonger les délais.

​Si les révisions sont minimes, l’avantage du BESS distribué est le délai de mise sur le marché. Une batterie de distribution peut obtenir une approbation en quelques mois tout en évitant les coûts élevés de mises à niveau du réseau de transport. Lors du premier cycle réformé du PJM, les projets sur file d’attente de transport ont attendu près de deux ans pour l’approbation et ont payé en moyenne 206 $/kW pour les mises à niveau.

La participation au marché de gros rapporte jusqu’à 418 $/kW/an chez Dominion, mais l’afflux de nouveaux BESS risque de saturer le marché

​Le benchmark vBESS (virtual BESS) de Modo Energy permet de modéliser une batterie théorique de quatre heures située dans une zone du PJM. Entre juillet 2025 et juillet 2026, une batterie en zone Dominion aurait pu gagner 362 $/kW/an grâce à l’énergie et aux services auxiliaires. La capacité ajoutait 87 $/kW/an, pour un total de 449 $/kW/an.

Cette capacité combine les années de livraison 2025/26 et 2026/27, avec un taux de capacité effective de charge (ELCC) de 55 % puis 50 %.

​La régulation est la principale source de revenus dans les trois zones, de 47 % du total chez Dominion à 66 % chez ComEd. La réforme d’octobre 2025 du marché de la régulation du PJM a fait grimper les prix.

Cependant, les besoins sont restés relativement stables de part et d’autre de la réforme d’octobre 2025, autour de 750 MW. Les BESS déjà opérationnels totalisent 596 MW dans le PJM et le Transition Cycle 1 en compte actuellement 1,9 GW en cours de mise en service. À mesure que de nouvelles capacités arrivent sur le marché, le prix de la régulation baisse, réduisant les revenus des BESS éligibles.

Le behind-the-meter rapporte moins pour un BESS autonome, sauf si le tarif expose une charge à écrêter

​Une batterie peut choisir d’ignorer le marché de gros du PJM et se connecter via un tarif fournisseur ou un contrat d’achat d’électricité (PPA). Un BESS autonome ne peut pas participer à la compensation nette (net metering), réservée à la production comme le solaire. Il permet plutôt de réduire la facture de l’exploitant en limitant la consommation lors des pics de demande coûteux. Les postes facturés incluent la charge de demande mensuelle, la charge de capacité (déterminée par la Peak Load Contribution, PLC), et, dans certaines zones, une charge de transport.

La PLC correspond à la demande du site lors des cinq heures de pointe simultanée du PJM (5CP), c’est-à-dire les cinq heures de plus forte demande annuelle sur le réseau. Le fournisseur facture chaque client pour la capacité en fonction de sa PLC, calculée sur 12 mois glissants. Réduire la PLC permet donc de baisser la charge de capacité l’année suivante. Une batterie abaisse la PLC de son hôte en déchargeant pendant ces heures de pointe et en réduisant la consommation totale. Chaque kilowatt de PLC écrêté évite une année complète de coût de capacité. En combinant les années de livraison 2025/26 et 2026/27 pour la comparaison de juillet 2025-26, cela représente 100 $/kW/an.

La rentabilité du BTM dans le PJM dépend des charges évitées

​La valeur du behind-the-meter est la somme des charges évitées. La charge de demande correspond au tarif mensuel en $/kW sur la pointe. Le tag de capacité correspond à l’économie de PLC ci-dessus, soit 100 $/kW/an par kilowatt écrêté. Chez PSE&G, une charge de transport ajoute 162 $/kW/an, basée sur la demande du client lors du pic de transport. ComEd facture le transport au kilowattheure, donc une batterie ne peut pas l’écrêter.

Une batterie ne capture qu’une partie de chaque charge. Le Lawrence Berkeley National Laboratory estime qu’une batterie de deux à quatre heures écrête une charge de demande entre 45 et 65 % de sa taille, selon le profil de consommation. Après prise en compte de la recharge, la valeur estimée par zone est :

• PSE&G : 167 à 231 $/kW/an, proche du marché de gros. Expose à la fois un tag de capacité et une charge de transport basée sur la demande, toutes deux écrêtables via la batterie.
• ComEd : 125 à 175 $/kW/an. Tag de capacité et charge de demande de distribution élevée, mais le transport est facturé au kWh, donc non écrêtable.
• Dominion : 55 à 79 $/kW/an. Le fournisseur verticalement intégré n’a pas de tag de capacité dédié à écrêter. Dominion facture à partir des pointes précédentes, une pointe glissante sur 12 mois et un plancher été de 75 %, qu’une batterie ne peut pas durablement réduire.

Illinois et New Jersey : les États à surveiller pour les incitations directes

​Deux États du PJM versent des primes directes aux batteries distribuées via des remises, avec le CRGA dès juillet 2026 et le GSESP fin 2026.

La remise CRGA de l’Illinois (Clean and Reliable Grid Affordability Act) vaut 67 $/kW/an, seule incitation du PJM à rémunérer directement un développeur distribué à ce jour. Le New Jersey suivra avec le Garden State Energy Storage Program, approuvé en 2025, qui ouvrira une phase 2 pour le stockage distribué en 2026. Ce dispositif devrait concerner à la fois les systèmes front-of-meter et behind-the-meter.

Pour un développeur distribué, un paiement direct fait la différence entre un projet marginal et un projet finançable, c’est pourquoi Illinois et New Jersey sont les États à surveiller.