Une batterie connectée au réseau de distribution d’une puissance de 20 mégawatts (MW) peut s’interconnecter via le réseau local, obtenir un accord de participation au marché de gros (WMPA) et capter l’ensemble des revenus du marché de gros : énergie, régulation, réserves et capacité.

Une batterie pourrait également s’interconnecter sans WMPA, mais elle renoncerait alors à une part importante des revenus potentiels. Un système de stockage distribué côté réseau aurait pu générer entre 352 et 449 dollars par kilowatt 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 47 à 66 % de ces revenus de gros, 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 de moins de 69 kilovolts (kV) et 20 MW peut s’interconnecter via le réseau local et demander un WMPA. Cela permet au BESS d’accéder aux marchés de gros du PJM.
• Un projet distribué entre tout de même dans un cycle PJM. Mais s’il n’a pas de coût d’amélioration du réseau, il peut accélérer vers son accord final après la phase I.
• La participation au marché de gros rapporte entre 352 et 449 $/kW/an, dépassant les 55 à 231 $/kW/an des alternatives derrière le compteur dans toutes les zones modélisées.
• 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 de BESS distribués autonomes dans le PJM atteint 198 MW sur 28 projets côté réseau

Le parc de BESS distribués en exploitation dans le PJM, connectés côté réseau, totalise 198 MW de capacité répartis sur 28 sites.

Ce parc est constitué de batteries à courte durée, reflétant des stratégies passées axées sur la captation des revenus de régulation du PJM plutôt que sur l’arbitrage énergétique. Les projets ne dépassent pas 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 plutôt que par le réseau local.

Deux accords régissent une batterie distribuée, tous deux dans un cycle PJM

Le PJM classe les interconnexions selon la puissance nominale et la tension. Une ressource qui s’interconnecte sous 69 kV est considérée comme étant au niveau de la distribution et hors de la juridiction de la FERC. Deux accords distincts suivent : un accord d’interconnexion avec le réseau local et un WMPA avec le PJM.

D’abord, la batterie signe un accord d’interconnexion de distribution avec le réseau local, conformément aux règles d’interconnexion de l’État où elle se situe. Cet accord couvre la connexion physique avec des exigences et des délais variables selon le gestionnaire de réseau. Ensuite, c’est le PJM, et non le gestionnaire de réseau, qui émet le WMPA. Celui-ci ne comporte pas de conditions d’interconnexion et permet uniquement à la batterie de participer aux marchés de gros d’énergie, aux services auxiliaires et au marché de capacité.

Le gestionnaire de réseau ne peut pas refuser la connexion d’emblée. Les règles d’interconnexion de l’État l’obligent à traiter la demande sans discrimination, comme pour l’interconnexion des systèmes solaires en toiture. Cependant, le gestionnaire fixe la limite de capacité d’accueil, tout plafond d’exportation et le coût des éventuelles mises à niveau du réseau de distribution.

Les petits projets peuvent accélérer après la phase I, mais ne peuvent pas sortir du cycle

Le développeur doit signer l’accord d’interconnexion avec le réseau local avant le point de décision III. En cas de non-respect, la demande de nouveau service est annulée et le projet retiré du cycle.

L’avantage pour les petits projets est l’accélération. Une demande de nouveau service sans coût d’amélioration du réseau, et ne nécessitant pas d’études supplémentaires, peut aller directement à l’accord final une fois l’étude d’impact système de la phase I terminée par le PJM.

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

Le vBESS (BESS virtuel) de Modo Energy (benchmark) peut modéliser une batterie théorique de quatre heures située dans une zone PJM donnée. Pour l’année de juillet 2025 à juillet 2026, une batterie en zone Dominion aurait pu gagner 362 $/kW/an grâce à l’énergie et aux services auxiliaires. La capacité ajoute 87 $/kW/an, soit un total de 449 $/kW/an.

Cette capacité combine les années de livraison 2025/26 et 2026/27, avec une capacité effective de 55 % puis 50 % sur quatre heures (ELCC).

La régulation est la principale source de revenus dans les trois zones, allant de 47 % du total chez Dominion à 66 % chez ComEd. La réforme du marché de la régulation du PJM en octobre 2025 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 en exploitation totalisent déjà 596 MW dans le PJM et le cycle de transition 1 compte actuellement 1,9 GW en voie de mise en service. À mesure que l’offre augmente, le prix de la régulation baisse, réduisant les revenus des BESS éligibles.

Le derrière-le-compteur rapporte moins pour un BESS autonome, sauf si le tarif permet de réduire les charges

Une batterie connectée au niveau de la distribution peut éviter le marché de gros du PJM et se connecter via un tarif d’utilité ou un contrat d’achat d’électricité (PPA). Sinon, un BESS peut réduire la facture de son site hôte en diminuant la charge lors des périodes de forte demande. 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 transmission.

La PLC correspond à la demande de l’hôte pendant les cinq heures de pointe simultanée du PJM (5CP), c’est-à-dire les cinq heures de demande maximale du système chaque année. La facture de capacité de chaque client est proportionnelle à sa PLC, calculée sur 12 mois glissants. Réduire la PLC diminue donc la charge de capacité l’année suivante. Une batterie réduit la PLC de son hôte en déchargeant pendant ces heures de pointe, ce qui réduit la charge totale. Chaque kilowatt de PLC évité supprime une année entière de coût de capacité. Sur la base d’un mélange des années de livraison 2025/26 et 2026/27 pour la comparaison juillet 2025-26, cela représente 100 $/kW/an.

La valeur du BTM dans le PJM dépend des charges évitées

La valeur derrière le compteur est la somme des charges évitées. La charge de demande est le tarif mensuel en $/kW sur la pointe de consommation. La capacité correspond à l’économie sur la PLC, soit 100 $/kW/an par kilowatt évité. Chez PSE&G, une charge de transmission ajoute 162 $/kW/an, calculée sur la pointe de consommation du client lors du pic de transmission. ComEd facture la transmission au kilowattheure, donc une batterie ne peut pas la réduire.

Une batterie ne capture qu’une partie de chaque charge. Le Lawrence Berkeley National Laboratory estime qu’une batterie de deux à quatre heures réduit une charge de demande de 45 à 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. Elle expose à la fois une charge de capacité et une charge de transmission basée sur la demande, toutes deux réductibles par la batterie.
• ComEd : 125 à 175 $/kW/an. Une charge de capacité et une forte charge de demande de distribution, mais la transmission est facturée au kilowattheure, donc une batterie ne peut pas la réduire.
• Dominion : 55 à 79 $/kW/an. Le gestionnaire verticalement intégré n’a pas de charge de capacité dédiée à réduire. Dominion facture sur les pics précédents, une pointe sur 12 mois glissants et un plancher estival de 75 %, qu’une batterie ne peut pas réduire durablement.

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

Deux États du PJM rémunèrent directement les batteries distribuées via des primes, avec la CRGA à partir de juillet 2026 et le GSESP fin 2026.

La prime CRGA de l’Illinois (Clean and Reliable Grid Affordability Act) vaut 67 $/kW/an, la seule incitation PJM qui rémunère directement un développeur distribué aujourd’hui. Le New Jersey suit : le Garden State Energy Storage Program, approuvé en 2025, doit ouvrir une phase 2 pour le stockage distribué en 2026. Cette tranche devrait concerner les systèmes côté réseau et derrière le compteur.

Pour un développeur distribué, un paiement direct fait la différence entre un projet marginal et un projet finançable, ce qui explique pourquoi Illinois et New Jersey sont à surveiller.