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

Una batteria potrebbe anche connettersi senza un WMPA, ma rinuncerebbe a una significativa opportunità di ricavo. 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, i BESS behind-the-meter avrebbero potuto guadagnare tra $55 e $231/kW-anno. Tuttavia, la regolazione rappresenta dal 47 al 66% di questi ricavi all’ingrosso, e il mercato della regolazione di PJM è limitato a 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 20 MW può connettersi tramite il distributore e richiedere un WMPA. Questo consente ai BESS di accedere ai mercati all’ingrosso di PJM.
• Un progetto distribuito entra comunque in un Cycle di PJM. Tuttavia, se non prevede costi di Network Upgrade, può accelerare verso l’accordo finale dopo la Fase I.
• La partecipazione al mercato all’ingrosso permette di guadagnare tra $352 e $449/kW-anno, superando l’alternativa behind-the-meter da $55 a $231/kW-anno in ogni zona modellata.
• Solo due stati PJM pagheranno direttamente le batterie distribuite entro la fine del 2026: l’Illinois, tramite il CRGA rebate (già attivo), e il New Jersey tramite il Garden State Energy Storage Program (GSESP).

La capacità totale dei BESS distribuiti stand-alone 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 di breve durata, riflettendo strategie precedenti focalizzate sulla cattura dei ricavi dalla regolazione di PJM anziché sull’arbitraggio energetico. I progetti non superano i 20 MW, coerentemente con la soglia per le Small Generating Facility. Sopra i 20 MW, una batteria deve connettersi tramite la coda di interconnessione di PJM invece che tramite il processo del distributore.

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 è considerata a livello di distribuzione e fuori dalla giurisdizione FERC. Seguono due accordi separati: uno di interconnessione con il distributore e un WMPA con PJM.

Per prima cosa, la batteria firma un accordo di interconnessione di distribuzione con il distributore, secondo le regole di interconnessione dello stato in cui si trova. Questo accordo copre la connessione fisica, con requisiti e tempistiche variabili a seconda del distributore.

Successivamente, è PJM, non il distributore, a emettere il WMPA. Questo non contiene termini di interconnessione, ma consente solo alla batteria di partecipare ai mercati all’ingrosso di energia, servizi ancillari e capacità.

Il distributore non può rifiutare la connessione in modo arbitrario. Le regole di interconnessione statali richiedono che la richiesta venga gestita senza discriminazione, come avviene per l’interconnessione degli impianti fotovoltaici residenziali. Tuttavia, il distributore stabilisce il limite di hosting capacity, eventuali limiti di export e il costo di eventuali upgrade della rete di distribuzione. Questi requisiti vengono valutati caso per caso e ulteriori upgrade o richieste di informazioni possono rallentare i tempi di realizzazione del progetto.

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

Lo sviluppatore deve firmare l’accordo di interconnessione con il distributore entro il Decision Point III. Se non rispetta questa scadenza, la New Service Request viene annullata e il progetto esce dal Cycle.

Il vantaggio per i piccoli progetti è l’accelerazione. Una New Service Request senza costi di Network Upgrade e senza bisogno di ulteriori studi può accelerare direttamente all’accordo finale una volta che PJM completa la Phase I System Impact Study.

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

Il virtual BESS (vBESS) di Modo Energy (benchmark) può simulare 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 avrebbe aggiunto $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 del 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 PJM di ottobre 2025 ha aumentato i prezzi del mercato della regolazione.

Tuttavia, i requisiti sono rimasti relativamente stabili prima e dopo la riforma di ottobre 2025, mantenendosi intorno ai 750 MW. I BESS operativi già raggiungono i 596 MW in PJM e il Transition Cycle 1 contiene attualmente 1,9 GW in via di attivazione commerciale. Con l’aumentare dell’offerta, i prezzi della regolazione scendono, riducendo i ricavi per i BESS idonei.

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

Una batteria collegata a livello di distribuzione può rinunciare al mercato all’ingrosso PJM e collegarsi tramite una tariffa del distributore o un Power Purchase Agreement. In alternativa, un BESS può ridurre la bolletta dell’utente limitando i consumi nei periodi di picco della domanda. Le voci fatturate includono la demand charge mensile, la capacity charge (determinata dal Peak Load Contribution, PLC) e, in alcune zone, una quota di trasmissione.

Il PLC è la domanda dell’utente durante le cinque ore di picco coincidente di PJM (5CP), ovvero le cinque ore di massima domanda annuale del sistema. Il distributore fattura ogni cliente per la capacità in base al proprio PLC, determinato su un periodo mobile di 12 mesi. Ridurre il PLC abbassa la quota di capacità per l’anno successivo. Una batteria riduce il PLC del cliente scaricando energia proprio durante queste ore di picco, abbassando il carico totale. Ogni kilowatt di PLC ridotto evita un anno intero di costo capacità. Mediando tra gli anni di consegna 2025/26 e 2026/27 per il confronto luglio 2025-26, sono $100/kW-anno.

La value proposition BTM in PJM dipende dai costi evitati

Il valore behind-the-meter è dato dalla somma dei costi evitati. La demand charge è la tariffa mensile $/kW sul picco di domanda. La capacity tag è il risparmio PLC di cui sopra, $100/kW-anno per ogni kilowatt ridotto. In PSE&G si aggiunge una quota di trasmissione di $162/kW-anno, una tariffa basata sulla domanda durante il picco di trasmissione del cliente. ComEd fattura la trasmissione in base ai kilowattora, quindi una batteria non può ridurla.

Una batteria riesce a ridurre solo una parte di ciascuna quota. Lawrence Berkeley National Laboratory stima che una batteria da due a quattro ore riduca una demand charge tra il 45 e il 65% della propria potenza, a seconda del profilo di carico. Al netto delle ricariche, il valore stimato per zona è:

• PSE&G: $167-$231/kW-anno, vicino ai valori all’ingrosso. Sono presenti sia la capacity tag che una quota di trasmissione, entrambe riducibili tramite la batteria.
• ComEd: $125-$175/kW-anno. Capacity tag e alta demand charge di distribuzione, ma la trasmissione è fatturata a kWh, quindi la batteria non può ridurla.
• Dominion: $55-$79/kW-anno. La utility integrata verticalmente non prevede una specifica capacity tag. Dominion fattura invece sui picchi precedenti, una media mobile di 12 mesi e un floor estivo del 75%, che una batteria non può ridurre in modo sostenibile.

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

Due stati PJM pagano direttamente le batterie distribuite tramite rebate: il CRGA dall’estate 2026 e il GSESP dalla fine del 2026.

Il rebate del Clean and Reliable Grid Affordability Act (CRGA) dell’Illinois vale $67/kW-anno, l’unico incentivo in PJM che oggi remunera direttamente lo sviluppatore distribuito. Il New Jersey seguirà: il Garden State Energy Storage Program, approvato nel 2025, aprirà una Fase 2 per lo storage distribuito nel 2026. Questa riserva dovrebbe riguardare sia 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: per questo Illinois e New Jersey sono gli stati da tenere d’occhio.