Une batterie connectée au réseau de distribution de 20 mégawatts (MW) peut se raccorder via l’utilitaire, obtenir un accord de participation au marché de gros (WMPA) et capter l’ensemble des revenus de gros : énergie, régulation, réserves et capacité.

Une batterie pourrait aussi se raccorder sans WMPA, mais elle renoncerait alors à une opportunité de revenus significative. Une batterie distribuée front-of-meter aurait pu gagner entre 352 et 449 dollars par kilowatt par an (kW-an) sur les marchés de gros en juillet 2025-2026. Sur la même période, une batterie BESS derrière le compteur aurait pu gagner entre 55 et 231 $/kW-an. Cependant, la régulation représente 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 à la distribution inférieure à 69 kilovolts (kV) et 20 MW peut se connecter via l’utilitaire 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’entraîne aucun coût d’amélioration du réseau, il peut accélérer vers son accord final après la phase I.
• La participation au marché de gros permet de gagner entre 352 et 449 $/kW-an, dépassant l’alternative derrière le compteur (55 à 231 $/kW-an) 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 des BESS distribuées autonomes dans le PJM atteint 198 MW sur 28 projets front-of-meter

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

Ce parc est principalement de courte durée, reflétant les 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-dessus de 20 MW, une batterie doit se raccorder via la file d’attente d’interconnexion du PJM et non via le processus de l’utilitaire.

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

Le PJM classe les interconnexions selon la puissance nominale et la tension. Une ressource raccordée en dessous de 69 kV est considérée comme de niveau distribution et hors compétence FERC. Deux accords distincts s’ensuivent : un accord d’interconnexion avec l’utilitaire et un WMPA avec le PJM.

D’abord, la batterie signe un accord d’interconnexion de distribution avec l’utilitaire, selon les règles d’interconnexion de l’État où elle se trouve. Cet accord couvre la connexion physique avec des exigences et des délais variables selon l’utilitaire.

Ensuite, c’est le PJM, et non l’utilitaire, qui délivre le WMPA. Il ne comporte pas de conditions d’interconnexion et permet uniquement à la batterie de participer aux marchés de gros de l’énergie, des services auxiliaires et de la capacité.

L’utilitaire ne peut pas refuser purement et simplement la connexion. Les règles d’interconnexion de l’État exigent qu’il traite la demande sans discrimination, à l’instar des règles d’interconnexion du solaire en toiture. Mais l’utilitaire fixe la limite de capacité d’accueil, tout plafond d’exportation et le coût des éventuelles améliorations du réseau. Ces exigences sont évaluées au cas par cas et des études ou informations supplémentaires peuvent ralentir les délais des projets.

Les petits projets peuvent accélérer après la phase I, mais ne peuvent quitter le cycle

Le développeur doit signer l’accord d’interconnexion avec l’utilitaire avant la décision du Point III. Ne pas respecter cette échéance met fin à la demande de nouveau service et retire le projet du cycle.

L’avantage pour les petits projets est l’accélération. Une demande de nouveau service sans coût d’amélioration du réseau et sans besoin d’études supplémentaires peut accéder directement à son accord final dès que le PJM termine l’étude d’impact système de phase I.

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

Le benchmark du BESS virtuel (vBESS) de Modo Energy (méthodologie) permet de modéliser une batterie théorique de quatre heures 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 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 d’utilisation effective de la charge (ELCC) de 55 % puis 50 %.

La régulation est la principale source de revenus dans les 3 zones, de 47 % du total chez Dominion à 66 % chez ComEd. La réforme d’octobre 2025 du PJM a fait grimper les prix du marché de la régulation.

Cependant, les exigences sont restées relativement stables avant et après 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 commerciale. À mesure que la nouvelle offre sature le marché, le prix de la régulation baisse, réduisant les revenus des BESS éligibles.

Le behind-the-meter rapporte moins pour les BESS autonomes, et uniquement là où le tarif expose une charge à écrêter

Une batterie connectée au niveau distribution peut choisir d’ignorer le marché de gros du PJM et se raccorder via un tarif d’utilitaire ou un contrat d’achat d’électricité (PPA). Sinon, un BESS peut réduire la facture de l’hôte en diminuant la charge lors des périodes de pointe coûteuses. Les postes facturés incluent la redevance de demande mensuelle, la redevance de capacité (calculée selon la Peak Load Contribution, PLC) et, dans certaines zones, une redevance de transmission.

La PLC correspond à la demande de l’hôte lors des cinq heures de pointe simultanée (5CP), soit les cinq heures de demande maximale sur l’ensemble du système chaque année. L’utilitaire facture chaque client pour la capacité au prorata de sa PLC, calculée sur 12 mois glissants. Ainsi, réduire la PLC diminue la redevance de capacité de l’année suivante. Une batterie réduit la PLC de son hôte en se déchargeant lors de ces pics, abaissant la charge totale. Chaque kilowatt de PLC écrêté évite une année entière 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 valeur du BTM dans le PJM dépend des charges évitées

La valeur derrière le compteur est la somme des charges évitées. La redevance de demande correspond au tarif mensuel $/kW sur la pointe. La capacité est l’économie de PLC évoquée plus haut, soit 100 $/kW-an par kilowatt écrêté. Chez PSE&G, une redevance de transmission ajoute 162 $/kW-an, une charge basée sur la demande du client lors du pic de transmission. ComEd facture la transmission au kilowattheure, donc une batterie ne peut pas l’écrêter.

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

• PSE&G : 167 à 231 $/kW-an, proche du marché de gros. Expose à la fois une PLC et une redevance de transmission basée sur la demande, toutes deux écrêtables via la batterie.
• ComEd : 125 à 175 $/kW-an. Une PLC et une forte redevance de distribution, mais la transmission est facturée au kilowattheure, donc non écrêtable par batterie.
• Dominion : 55 à 79 $/kW-an. L’utilitaire intégré verticalement n’a pas de PLC dédiée à écrêter. Dominion facture sur la base des pics précédents, un pic glissant sur 12 mois et un plancher été à 75 %, qu’une batterie ne peut durablement abaisser.

Illinois et New Jersey : les États à surveiller pour des 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 paie aujourd’hui un développeur de BESS distribué. Le New Jersey suivra : le Garden State Energy Storage Program, approuvé en 2025, prévoit d’ouvrir une phase 2 pour le stockage distribué en 2026. Ce volet devrait s’appliquer aux 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 l’Illinois et le New Jersey sont à surveiller.