Una batteria collegata alla rete di distribuzione da 20 megawatt (MW) può connettersi tramite l’utility, stipulare un Wholesale Market Participation Agreement (WMPA) e ottenere l’intero pacchetto di ricavi all’ingrosso: energia, regolazione, riserve e capacità.

Una batteria potrebbe anche connettersi senza un WMPA, ma in tal caso rinuncerebbe a importanti opportunità di guadagno. Una batteria distribuita front-of-meter avrebbe potuto guadagnare tra $352 e $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 ottenere tra $55 e $231/kW-anno. Tuttavia, la regolazione rappresenta dal 47 al 66% di questi ricavi, e il mercato della regolazione di PJM è limitato a soli 750 MW. Con l’aumento dell’offerta di batterie, questi ricavi tendono a diminuire.

Punti chiave

• Una batteria collegata alla distribuzione sotto i 69 kilovolt (kV) e i 20 MW può connettersi tramite l’utility e richiedere un WMPA. Questo consente al BESS di accedere ai mercati all’ingrosso di PJM.
• Un progetto distribuito entra comunque in un Cycle PJM. Ma se non comporta costi di Network Upgrade può accelerare l’accordo finale dopo la Fase I.
• La partecipazione all’ingrosso rende tra $352 e $449/kW-anno, superando in ogni zona modellata l’alternativa behind-the-meter ($55–$231/kW-anno).
• Solo due stati 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 BESS distribuita standalone in PJM raggiunge 198 MW su 28 progetti front-of-meter

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

La flotta è di 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, in linea con la soglia per Small Generating Facility. Sopra i 20 MW, una batteria deve connettersi tramite la queue di interconnessione di PJM invece che tramite l’utility.

Due accordi regolano una batteria distribuita, entrambi all’interno di un Cycle PJM

PJM classifica le interconnessioni in base alla potenza nominale e alla tensione. Una risorsa che si connette sotto i 69 kV si presume a livello di distribuzione e non soggetta a giurisdizione FERC. Seguono due accordi separati: uno di interconnessione con l’utility e uno 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 la connessione fisica, con requisiti e tempistiche variabili a seconda dell’utility. Successivamente, è PJM (non l’utility) a emettere il WMPA. Questo non include termini di interconnessione, ma consente alla batteria di partecipare ai mercati all’ingrosso di energia, servizi ancillari e capacità.

L’utility non può rifiutare la connessione in modo arbitrario. Le regole statali di interconnessione impongono di gestire la richiesta senza discriminazioni, come per il fotovoltaico residenziale. Tuttavia, l’utility stabilisce il limite di hosting capacity, eventuali limiti di export e i costi di upgrade della distribuzione.

I piccoli progetti possono accelerare dopo la Fase I, ma non uscire dal Cycle

Il developer deve firmare l’accordo di interconnessione con l’utility entro Decision Point III. Mancare questa scadenza comporta la chiusura della New Service Request e l’esclusione dal Cycle.

Il vantaggio per i piccoli progetti è la velocità. Una New Service Request senza costi di Network Upgrade e senza necessità di ulteriori studi può accelerare direttamente all’accordo finale una volta completato lo studio di impatto di sistema Fase I da parte di PJM.

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

Il benchmark vBESS (virtual BESS) di Modo Energy modella una batteria teorica da quattro ore in una specifica zona PJM. 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 rating Effective Load Carrying Capability (ELCC) del 55% e poi 50%.

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

Tuttavia, i requisiti sono rimasti relativamente stabili su entrambi i lati della riforma di ottobre 2025, attorno ai 750 MW. I BESS già operativi totalizzano 596 MW in PJM e il Transition Cycle 1 attualmente conta 1,9 GW in arrivo. Con l’arrivo di nuova offerta, il prezzo della regolazione scende, riducendo i ricavi per i BESS idonei.

Il behind-the-meter paga meno per i BESS standalone, e solo dove la tariffa espone una voce da ridurre

Una batteria collegata a livello di distribuzione può rinunciare al mercato all’ingrosso PJM e connettersi tramite tariffa dell’utility o Power Purchase Agreement. In alternativa, un BESS può ridurre la bolletta dell’utente limitando il carico nei periodi di picco. Le voci fatturate includono la demand charge mensile, la capacity charge (basata sul Peak Load Contribution, PLC) e, in alcune zone, una tariffa di trasmissione.

Il PLC rappresenta la domanda dell’utente 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 12 mesi mobili. Quindi, ridurre il PLC abbassa la capacity charge dell’anno successivo. Una batteria riduce il PLC dell’utente scaricando energia durante quelle ore di picco e abbassando il carico totale. Ogni kilowatt di PLC ridotto evita un anno intero di costi di capacità. Mediando tra gli anni 2025/26 e 2026/27 per il confronto luglio 2025-26, si parla di $100/kW-anno.

Il valore del BTM in PJM dipende dai costi evitati

Il valore behind-the-meter è la somma dei costi evitati. La demand charge è la tariffa mensile $/kW sul picco di domanda. Il capacity tag è il risparmio PLC sopra citato, $100/kW-anno per ogni kilowatt ridotto. In PSE&G un tag di trasmissione aggiunge $162/kW-anno, una tariffa legata al picco di carico del cliente. ComEd fattura la trasmissione per kilowattora, quindi la batteria non può ridurla.

Una batteria cattura solo parte di ogni voce. Lawrence Berkeley National Laboratory stima che una batteria da due-quattro ore riduca la 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 ai valori all’ingrosso. Espone sia il capacity tag che la trasmissione, entrambi riducibili con la batteria.
• ComEd: $125–$175/kW-anno. Capacity tag e alta demand charge di distribuzione, ma la trasmissione è fatturata per kWh e la batteria non può ridurla.
• Dominion: $55–$79/kW-anno. L’utility integrata verticalmente non ha un capacity tag dedicato da ridurre. Dominion fattura invece in base a picchi precedenti, su 12 mesi mobili e un floor estivo del 75%, che una batteria non può ridurre in modo sostenibile.

Illinois e New Jersey: gli stati da tenere d’occhio per incentivi diretti

Due stati PJM pagano direttamente le batterie distribuite tramite rebate, con CRGA da luglio 2026 e GSESP da fine 2026.

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

Per uno sviluppatore distribuito, un pagamento diretto può fare la differenza tra un progetto marginale e uno finanziabile. Ecco perché Illinois e New Jersey sono gli stati da seguire.