Una batteria collegata alla rete di distribuzione fino a 20 megawatt (MW) in PJM può evitare la coda di interconnessione alla trasmissione. Può connettersi tramite l’utility, stipulare un Accordo di Partecipazione al Mercato all’Ingrosso (WMPA) e ottenere tutti i ricavi dei mercati all’ingrosso: energia, regolazione, riserva e capacità. Questo percorso richiede pochi mesi rispetto ai quasi due anni di attesa per un progetto in coda.

Una batteria potrebbe anche connettersi senza un WMPA, ma rinuncerebbe a importanti opportunità di guadagno. Una batteria distribuita front-of-meter avrebbe potuto guadagnare da $352 a $449 per kilowatt-anno (kW-anno) dai mercati all’ingrosso tra luglio 2025 e 2026. Nello stesso periodo, un BESS behind-the-meter avrebbe potuto guadagnare da $55 a $231/kW-anno. Tuttavia, la regolazione rappresenta dal 47 al 66% di questi ricavi, e il mercato della regolazione di PJM è limitato a 750 MW. Con l’aumento delle batterie disponibili, questi ricavi diminuiscono.

Punti chiave

• ​Una batteria collegata alla distribuzione sotto i 69 kilovolt (kV) e 20 MW può connettersi tramite l’utility e può richiedere un WMPA. Questo permette ai BESS di accedere ai mercati all’ingrosso di PJM senza una posizione in coda di trasmissione.
• I BESS distribuiti possono ricevere l’approvazione all’interconnessione in pochi mesi, mentre un progetto in coda di trasmissione ha impiegato quasi due anni nel primo ciclo riformato di PJM.
• La partecipazione ai mercati all’ingrosso genera $352-$449/kW-anno, superando l’alternativa behind-the-meter ($55-$231/kW-anno) in ogni zona analizzata.
• Solo due stati di PJM pagheranno direttamente le batterie distribuite entro la fine del 2026: Illinois, tramite il CRGA rebate già attivo, e New Jersey tramite il Garden State Energy Storage Program (GSESP).

La capacità totale dei BESS distribuiti standalone in PJM è di 198 MW su 28 progetti front-of-meter

La flotta operativa di BESS distribuiti di PJM, collegati front-of-meter, raggiunge una capacità totale di 198 MW su 28 siti.

​La flotta è a breve durata, riflettendo strategie precedenti focalizzate sulla cattura dei ricavi dalla regolazione di PJM invece che sull’arbitraggio energetico. I progetti non superano i 20 MW, coerentemente con la soglia delle Small Generating Facility. Sopra i 20 MW, una batteria deve connettersi tramite la coda di interconnessione di PJM invece che tramite l’utility.

Due accordi sostituiscono il processo di coda di interconnessione PJM

​PJM ordina le interconnessioni per potenza nominale e tensione. Una risorsa che si connette sotto i 69 kV e 20 MW si collega in distribuzione, non tramite la coda di trasmissione di PJM. Seguono due accordi separati: un accordo di interconnessione con l’utility e un WMPA con PJM.

Per prima cosa, la batteria firma un accordo di interconnessione di distribuzione con l’utility, secondo le regole di interconnessione dello stato in cui si trova. Questo accordo copre il collegamento fisico, con requisiti e tempistiche variabili a seconda dell’utility.

Successivamente, è PJM, non l’utility, a rilasciare il WMPA. Questo non contiene termini di interconnessione, ma consente alla batteria di partecipare ai mercati all’ingrosso di energia, servizi ancillari e capacità come Electric Storage Resource. La soglia minima per partecipare è 100 kilowatt (kW), senza limite massimo.

L’utility non può rifiutare la connessione in modo arbitrario. Le regole di interconnessione statali impongono di gestire la richiesta senza discriminazioni, analogamente a quanto avviene per il fotovoltaico su tetto. L’utility però stabilisce il limite di hosting capacity, eventuali limiti di esportazione e il costo di eventuali upgrade della distribuzione. Questi requisiti vengono valutati caso per caso e ulteriori upgrade o informazioni possono rallentare i tempi del progetto.

​Se le revisioni sono minime, il vantaggio per i BESS distribuiti è il tempo di immissione sul mercato. Una batteria di distribuzione può ricevere l’approvazione di interconnessione in pochi mesi, evitando costosi costi di upgrade della rete di trasmissione. I progetti in coda di trasmissione nel primo ciclo riformato di PJM hanno atteso quasi due anni per l’approvazione e pagato in media $206/kW per gli upgrade.

La partecipazione ai mercati all’ingrosso vale fino a $418/kW-anno in Dominion, ma i nuovi BESS rischiano di saturare il mercato

​Il benchmark dei BESS virtuali (vBESS) di Modo Energy può simulare una batteria teorica da quattro ore posizionata in una zona PJM specifica. Per l’anno tra luglio 2025 e luglio 2026, una batteria nella zona Dominion avrebbe potuto guadagnare $362/kW-anno da energia e servizi ancillari. La capacità aggiungeva $87/kW-anno, per un totale di $449/kW-anno.

Questa capacità è una media tra gli anni di consegna 2025/26 e 2026/27, con un Effective Load Carrying Capability (ELCC) di 55% e poi 50%.

​La regolazione è la principale fonte di ricavi nelle 3 zone, dal 47% del totale in Dominion al 66% in ComEd. La riforma di ottobre 2025 di PJM ha aumentato i prezzi nel mercato della regolazione.

Tuttavia, i requisiti sono rimasti abbastanza stabili su entrambi i lati della riforma di ottobre 2025, intorno ai 750 MW. I BESS operativi sono già a 596 MW in PJM e il Transition Cycle 1 conta 1,9 GW previsti per l’entrata in esercizio. Con l’aumento dell’offerta, il prezzo della regolazione cala, riducendo i ricavi per i BESS idonei.

Il behind-the-meter paga meno per i BESS standalone e solo dove la tariffa prevede oneri da ridurre

​Una batteria collegata a livello di distribuzione può rinunciare al mercato all’ingrosso PJM e connettersi tramite una tariffa utility o un Power Purchase Agreement. In alternativa, un BESS può ridurre la bolletta del sito ospitante diminuendo il carico durante i periodi di picco della domanda. Le voci di costo includono il demand charge mensile, il capacity charge (definito dal Peak Load Contribution, PLC) e, in alcune zone, un onere di trasmissione.

Il PLC è il consumo del sito durante le cinque ore di picco coincidente di PJM (5CP), ovvero le cinque ore di massima domanda di sistema ogni anno. L’utility fattura ogni cliente per la capacità in proporzione al suo PLC, calcolato su un periodo mobile di 12 mesi. Quindi, ridurre il PLC abbassa il costo della capacità per l’anno successivo. Una batteria riduce il PLC del sito scaricando energia durante quelle ore di picco e abbassando il carico totale. Ogni kilowatt di PLC ridotto evita il costo della capacità per un anno intero. Mediando tra gli anni di consegna 2025/26 e 2026/27 per il confronto luglio 2025-26, si tratta di $100/kW-anno.

Il valore del BTM in PJM dipende dagli oneri evitati

​Il valore del behind-the-meter è la somma degli oneri evitati. Il demand charge è la tariffa mensile $/kW sulla domanda di picco. Il capacity tag è il risparmio PLC sopra descritto, $100/kW-anno per ogni kilowatt ridotto. In PSE&G un onere di trasmissione aggiunge $162/kW-anno, una tariffa sulla domanda durante il picco di trasmissione. ComEd fattura la trasmissione per kilowattora, quindi una batteria non può ridurla.

Una batteria può ridurre solo parte di ogni onere. Lawrence Berkeley National Laboratory stima che una batteria da due a quattro ore riduca il demand charge dal 45 al 65% della sua potenza, a seconda del profilo di carico. Al netto della ricarica, il valore stimato per zona è:

• PSE&G: $167-$231/kW-anno, il più vicino all’all’ingrosso. Espone sia il capacity tag sia un onere di trasmissione sulla domanda, entrambi riducibili tramite la batteria.
• ComEd: $125-$175/kW-anno. Capacity tag e un elevato demand charge di distribuzione, ma la trasmissione è fatturata a kWh, quindi la batteria non può ridurla.
• Dominion: $55-$79/kW-anno. L’utility integrata verticalmente non prevede un capacity tag dedicato da ridurre. Dominion invece fattura sui picchi precedenti, una media mobile di 12 mesi e un floor estivo del 75%, che una batteria non può abbassare in modo sostenibile.

Illinois e New Jersey sono gli stati da seguire per incentivi diretti

​Due stati PJM pagano direttamente le batterie distribuite tramite incentivi: CRGA da luglio 2026 e GSESP da fine 2026.

Il Clean and Reliable Grid Affordability Act (CRGA) dell’Illinois vale $67/kW-anno, l’unico incentivo in PJM che oggi paga direttamente uno sviluppatore di sistemi distribuiti. Il New Jersey segue: il Garden State Energy Storage Program, approvato nel 2025, aprirà una Fase 2 per i sistemi di accumulo distribuiti nel 2026. Questo segmento dovrebbe includere sia sistemi front-of-meter che behind-the-meter.

Per uno sviluppatore distribuito, un pagamento diretto può trasformare un progetto marginale in uno finanziabile, motivo per cui Illinois e New Jersey sono da tenere d’occhio.