PJM's Zyklus 1 begann am 28. September 2026 mit den Studien der Phase I. Es ist der erste Zyklus des reformierten Netzanbindungsprozesses von PJM, bei dem keine Projekte aus der alten seriellen Warteschlange übernommen wurden.

Alle Projekte von Zyklus 1 wurden nach denselben Regeln eingereicht, zwischen Mai 2025 und dem Stichtag 27. April 2026. Damit bietet Zyklus 1 das bisher klarste Bild davon, was Entwickler im PJM-Gebiet planen, wie viele Projekte die Warteschlange durchlaufen und wie lange es dauert, bis eine Netzanbindungsvereinbarung abgeschlossen wird.

Insgesamt wurden 811 Projekte mit einer Kapazität von 220 GW beantragt. Davon erreichten 617 Projekte mit insgesamt 169 GW Phase I. Die nächste große Welle von Rückzügen wird zum ersten Entscheidungspunkt im Februar 2027 erwartet.

Gas führt die Kohorte nach Kapazität mit 81 GW an. Speicherprojekte sind nach Anzahl führend, mit 265 Projekten. Gas konzentriert sich auf den Westen und die Mitte von PJM, Speicher auf den Mittelatlantik. Entwickler erwarten, dass Solar- und Speicherprojekte zuerst ans Netz gehen, im Jahr 2030, gefolgt von Gas im Jahr 2031 und dem Großteil der Kernkraftkapazität ab 2033.

Wichtige Erkenntnisse

• Gas hält 48 % der Kapazität in Zyklus 1. Speicher machen 43 % der Projekte aus. Gasanträge waren fast sechsmal so hoch wie in TC2.
• Gas dominiert im Westen und Zentrum von PJM, Speicher im Mittelatlantik. Die Zonen AEP, Dominion und ComEd verfügen über die meiste vorgeschlagene Kapazität und sind auch die Regionen, in denen PJM das stärkste Wachstum bei Rechenlasten erwartet.
• Gewichtet nach Kapazität liegt das mittlere gewünschte Inbetriebnahmedatum bei Oktober 2030 für Speicher, Mai 2031 für Gas und Juni 2033 für Kernkraft.
• 24 % der Projekte zogen sich vor Phase I zurück, ähnlich wie bei TC2. TC2 verlor bis zu seinem ersten Entscheidungspunkt 56 % seiner Kapazität und bis zum zweiten 65 %.

Gas führt Zyklus 1 nach Kapazität, Speicher nach Projektanzahl

Zyklus 1 ist der größte Zyklus, den PJM im Rahmen des reformierten Prozesses durchgeführt hat. Es wurden Anträge über 220 GW eingereicht, im Vergleich zu 68 GW bei TC2 und 41 GW bei TC1.

Solarenergie stellte in beiden Übergangszyklen den größten Anteil der beantragten Kapazität: 52 % in TC1 und 37 % in TC2. In Zyklus 1 sank dieser Anteil auf 6 %. Stattdessen stiegen die Gasanträge von TC2 zu Zyklus 1 fast um das Sechsfache, die Speicheranträge um das Fünffache. Dieser Wandel wird vermutlich durch die Kapazitätsakkreditierung getrieben. Gas und Speicher haben höhere ELCC-Werte (Effective Load Carrying Capability) als Solar, was bedeutet, dass PJM mehr MW für die Versorgungssicherheit anrechnet. Da die Kapazitätspreise bei PJM drei Auktionen in Folge am Limit lagen, ist jeder MW Gas oder Speicher am Kapazitätsmarkt deutlich mehr wert als ein MW Solar.

Unter den Projekten, die jetzt in Phase I sind, machen Gasprojekte 48 % der Kapazität, aber nur 20 % der Projekte aus. Speicher machen dagegen 43 % der Projekte, aber nur 30 % der Kapazität aus. Das mittlere Gasprojekt in der Kohorte ist 587 MW groß, die mittlere Batterie 180 MW. Drei Viertel der Gaskapazität beantragen einen Netzanschluss auf 345 kV oder höher, bei Speicherprojekten ist es ein Drittel.

Kernkraft ist die drittgrößte Technologie mit 18 GW über 25 Projekte in Phase I. Die Kernkraftanträge waren fast 12-mal so hoch wie die 1,5 GW von TC2.

Solarenergie (9 GW), Solar-plus-Speicher-Hybride (6 GW) und Windenergie (3,5 GW) machen den Großteil des Rests aus.

Wo sollen die Projekte aus Zyklus 1 angeschlossen werden?

Die Standorte der Projekte in Zyklus 1 lassen sich vier Mustern zuordnen.

Gas dominiert im Westen und Zentrum von PJM. Es macht 84 % der Kapazität in Pennsylvania, 80 % in West Virginia und 72 % in Ohio aus.

Speicher dominiert im Mittelatlantik. Es macht 76 % der Kapazität in Maryland, 64 % in New Jersey und 50 % in Virginia aus.

Kernkraft konzentriert sich auf die Zone von AEP, die 14,7 GW an Kernkraft-Netzanbindungsanträgen hält. Zwei Tochtergesellschaften von AEP halten davon 13,8 GW: Indiana Michigan Power mit 11,5 GW zwischen Rockport und Sullivan in Indiana und Appalachian Power mit 2,3 GW in Joshua Falls, Virginia.

Schließlich folgt die Gesamtkapazität der Nachfrage nach Rechenzentren. Die drei Zonen mit der meisten vorgeschlagenen Kapazität sind AEP (46,6 GW), Dominion (30,7 GW) und ComEd (16,9 GW). Sie decken die Rechenzentrums-Hubs in Zentral-Ohio, Nord-Virginia und Chicago ab. PJM erwartet, dass diese Zonen zusammen mit PPL mehr als 80 % des Wachstums der Rechenlast bis 2030 tragen werden.

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Wann erwarten Entwickler, dass Projekte aus Zyklus 1 ans Netz gehen?

Jeder Antrag enthält ein gewünschtes Inbetriebnahmedatum, das die Entwickler als frühesten Betriebszeitpunkt einschätzen. Nach Kapazität gewichtet kommen eigenständige Solar- und Speicherprojekte zuerst, mit mittleren gewünschten Inbetriebnahmedaten im September bzw. Oktober 2030, und drei Viertel sollen bis Dezember 2030 ans Netz gehen. Gas folgt mit einem Median im Mai 2031 und drei Vierteln bis Dezember 2031.