20メガワット（MW）以下の配電系統接続バッテリーは、電力会社を通じて接続し、卸売市場参加契約（WMPA）を締結することで、エネルギー・調整力・予備力・容量といった卸売収益を最大限に獲得できます。

バッテリーはWMPAなしでも接続できますが、その場合は大きな収益機会を逃すことになります。フロント・オブ・メーターの分散型バッテリーは、2025年7月から2026年7月にかけて卸売市場で1kWあたり年間352～449ドルの収益を得られました。同期間のビハインド・ザ・メーターBESSは55～231ドル/kW-年でした。しかし、卸売収益の47～66%は調整力が占めており、PJMの調整力市場は750MWしかありません。バッテリーの供給が増えると、その収益も減少します。

主なポイント

• 69キロボルト（kV）未満かつ20MW以下の配電系統接続バッテリーは、電力会社を通じて接続し、WMPAを申請することでPJMの卸売市場に参加できます。
• 分散型プロジェクトもPJMサイクルに入りますが、ネットワークアップグレード費用の割り当てがなければフェーズI後に最終合意まで加速できます。
• 卸売市場参加で得られる収益は1kWあたり年間352～449ドルで、全てのゾーンでビハインド・ザ・メーター（55～231ドル/kW-年）を上回ります。
• 2026年末までに分散型バッテリーに直接支払いを行うPJM州は2つのみ：イリノイ州（CRGAリベート、既に施行中）、ニュージャージー州（GSESP）。

PJMにおける単独分散型BESSの容量は28件・合計198MW

PJMで運用中のフロント・オブ・メーター接続分散型BESSは、28拠点・合計198MWの容量となっています。

このフリートは短時間運転型で、PJMの調整力収益を狙う戦略が主流でした。プロジェクトは全て20MW以下で、小規模発電施設の基準に合致します。20MWを超える場合は、電力会社ではなくPJMの系統連系キューを通じて接続する必要があります。

分散型バッテリーには2つの契約が必要、どちらもPJMサイクル内で締結

PJMは連系容量と電圧で区分します。69kV未満で接続されるリソースは配電レベルと見なされ、FERCの管轄外です。必要な契約は2つあり、電力会社との連系契約とPJMとのWMPAです。

まず、バッテリーは所在地の州の連系規則に基づき、電力会社と配電連系契約を締結します。この契約は物理的な接続をカバーし、要件やスケジュールは電力会社ごとに異なります。その後、PJMがWMPAを発行します（電力会社ではありません）。WMPAは連系条件を含まず、バッテリーが卸売エネルギー市場、補助サービス市場、容量市場に参加するためのものです。

電力会社は接続を一方的に拒否できません。州の連系規則により、申請は差別なく処理される必要があり、これは屋根上太陽光発電の連系規則と同様です。ただし、電力会社はホスティング容量やエクスポート制限、配電設備増強費用を設定できます。

小規模プロジェクトはフェーズI後に加速可能、ただしサイクル外には出られない

開発者はDecision Point IIIまでに電力会社との連系契約を締結する必要があります。期限を過ぎると新規サービスリクエストは終了し、サイクルから除外されます。

小規模プロジェクトの救済策は加速です。ネットワークアップグレード費用の割り当てがなく追加調査が不要な場合、PJMのフェーズIシステム影響調査完了後、最終合意まで一気に進むことができます。

卸売市場参加でDominionゾーンは最大418ドル/kW-年、新規BESSの増加で市場飽和リスクも

Modo Energyの仮想BESS（vBESS）ベンチマークでは、PJMの各ゾーンに設置した理論的な4時間バッテリーの収益をモデル化できます。2025年7月～2026年7月の1年間で、Dominionゾーンのバッテリーはエネルギーと補助サービスで362ドル/kW-年、容量で87ドル/kW-年、合計449ドル/kW-年を得られました。

この容量は2025/26年と2026/27年のデリバリーイヤーを組み合わせたもので、4時間の有効負荷担保能力（ELCC）評価は55%、次年度は50%です。

3つのゾーン全体で最大の収益源は調整力で、Dominionでは総収益の47%、ComEdでは66%を占めます。PJMは2025年10月の市場再設計で調整力価格を引き上げました。

ただし、2025年10月の制度改革前後で必要量はほぼ750MWで安定しています。PJMで運用中のBESSは既に596MW、トランジションサイクル1には1.9GWが商用運転を目指しています。新規供給が増えると市場が飽和し、調整力価格が下落、BESSの収益も減少します。

ビハインド・ザ・メーターBESSは収益が低く、料金体系次第で変動

配電レベル接続バッテリーはPJM卸売市場に参加せず、ユーティリティの料金メニューやPPAで接続することも可能です。また、BESSはピーク需要時の負荷を抑制することで、ホストの電気料金を削減できます。請求項目には月次需要料金、容量料金（ピーク負荷貢献度＝PLCで決定）、一部ゾーンでは送電料金も含まれます。

PLCはPJMの年間最大需要となる5つの同時ピーク時間（5CP）におけるホストの需要です。ユーティリティは各顧客のPLCに比例して容量料金を請求し、これは12ヶ月のローリングで決定されます。したがって、PLCを下げれば翌年の容量料金も削減できます。バッテリーはピーク時間に放電してPLCを下げ、1kWあたり年間100ドルの容量コストを回避できます（2025/26年と2026/27年を加重平均）。

PJMにおけるBTMの価値は回避料金に依存

ビハインド・ザ・メーターの価値は回避できる料金の合計です。需要料金はピーク需要時の月額$/kW、容量タグは前述のPLCによる年間100ドル/kW、PSE&Gでは送電タグが年間162ドル/kW追加されます（顧客の送電ピーク時負荷で決定）。ComEdは送電をkWh単価で請求するため、バッテリーで回避できません。

ローレンス・バークレー国立研究所によると、2～4時間型バッテリーは需要料金の45～65%を削減できるとされています（負荷形状に依存）。充電分を差し引いたゾーン別推定値は以下の通りです：

• PSE&G：167～231ドル/kW-年で卸売に最も近い。容量タグと需要型送電タグの両方があり、バッテリー制御で削減可能。
• ComEd：125～175ドル/kW-年。容量タグと高い配電需要料金があるが、送電はkWh請求のためバッテリーで削減不可。
• Dominion：55～79ドル/kW-年。垂直統合型ユーティリティのため容量タグはなく、過去ピークと75%夏期下限で請求されるため、バッテリーで持続的に下げることは困難。

直接インセンティブではイリノイ州とニュージャージー州に注目

PJM管内で分散型バッテリーに直接リベートを支払う州は2つあり、CRGAは2026年7月から、GSESPは2026年後半に開始予定です。

イリノイ州のクリーン＆リライアブル・グリッド・アフォーダビリティ法（CRGA）リベートは1kWあたり年間67ドルで、現時点で分散型開発者に直接支払われる唯一のPJM州インセンティブです。ニュージャージー州は次に続き、ガーデン・ステート・エナジー・ストレージ・プログラム（2025年承認）は2026年に分散型蓄電向け第2フェーズを開始予定です。この枠はフロント・オブ・メーターとビハインド・ザ・メーター両方に適用される見込みです。

分散型開発者にとって直接支払いは、マージナルなプロジェクトとファンド可能なプロジェクトを分ける決定的な要素となるため、イリノイ州とニュージャージー州に注目が集まります。