​PJM räumt seine Warteschlange auf, während es sich auf die Einführung eines reformierten Netzanbindungsprozesses vorbereitet. Die verbleibenden Projekte in der Warteschlange lassen sich in drei Gruppen einteilen: Fast Lane Projekte, Übergangszyklus #1 und Übergangszyklus #2.

Während sich die beiden Übergangszyklen noch in den vorläufigen Netzanbindungsstudien befinden, haben bis zum 18. April 2025 alle berechtigten Fast Lane Projekte Netzanbindungsvereinbarungen erhalten. Diese Fast Lane Projekte geben einen frühen Einblick in die Pipeline von Batteriespeichern bei PJM.

Wichtige Punkte:

• Über 4 GW installierte Batteriespeicherleistung werden voraussichtlich über 71 Fast Lane Projekte an PJM angeschlossen.
• Die meisten geplanten Fast Lane Projekte werden voraussichtlich zwischen 2027 und 2029 in Betrieb gehen.
• Unabhängige Stromerzeuger liefern 95 % dieser Kapazität; Energieversorger steuern nur 250 MW bei.
• Von den geplanten Batteriespeicherprojekten mit bekannter Speicherdauer haben 97 % eine Dauer von vier Stunden oder mehr.
• Die Möglichkeiten für Energiearbitrage unterscheiden sich stark je nach Standort der geplanten Projekte. Die größten Chancen bieten sich in Virginia und Maryland, die geringsten in New Jersey.

Die Fast Lane umfasst mehr als 4 GW an Batterieprojekten

Die Fast Lane ist ein temporärer Pfad für Projekte mit Rückstau in der Warteschlange, um den ersten Übergangszyklus zu umgehen. Sie priorisiert Projekte, deren Netzanschlusskosten unter 5 Millionen US-Dollar liegen, und hält die Zeitspanne zwischen der ersten Netzanbindungsstudie und dem Erhalt der Netzanbindungsvereinbarung unter 18 Monaten.

Von den rund 450 Projekten, die PJMs Fast Lane durchlaufen haben, beinhalten 71 ein Batteriespeichersystem im Großmaßstab. Davon kombinieren 31 Projekte Batterien mit anderen Ressourcen (44 %), während 40 Projekte auf reine Batteriespeicherung setzen (56 %).

Zum Zeitpunkt der Veröffentlichung hatten drei Fast Lane Projekte – mit insgesamt etwa 100 MW installierter Batteriespeicherleistung – den kommerziellen Betrieb aufgenommen.

Vier weitere Projekte befinden sich aktiv im Bau.

Die verbleibenden 64 Projekte mit insgesamt über 4 GW Kapazität befinden sich in der Phase der Planung und Beschaffung. Viele dieser Projekte sind noch zwei bis vier Jahre von der Inbetriebnahme entfernt.

Bis Ende 2031 erwarten die Entwickler, dass alle Fast Lane Projekte am Netz sind. Weitere Batteriespeicherkapazitäten werden auch durch die Übergangszyklen und den reformierten Netzanbindungsprozess in Betrieb gehen.

Unabhängige Stromerzeuger dominieren die Entwicklung der Fast Lane Batterieprojekte

Die Fast Lane Projekte werden hauptsächlich von unabhängigen Stromerzeugern (Independent Power Producers, IPPs) entwickelt. IPPs planen, 95 % der neuen Batteriespeicherkapazität bereitzustellen.

RWE, Rev Renewables, EDF und Jupiter Power verfügen jeweils über Portfolios von mehr als 500 MW und machen zusammen 54 % der Fast Lane Batteriespeicherkapazität aus.

Unter den Energieversorgern ist Dominion der einzige große Entwickler. Seine fünf Projekte mit insgesamt 245 MW machen 5 % der Fast Lane Batteriespeicherkapazität aus.

BGE war das einzige weitere Versorgungsunternehmen, das eine Fast Lane Netzanbindungsvereinbarung für ein Speicherprojekt erhalten hat. Die einzelne Batterie wurde im September 2024 mit 2,5 MW kommerziell in Betrieb genommen.

Fast Lane Batteriespeichersysteme werden fast ausschließlich mindestens vier Stunden Laufzeit aufweisen

Von den 38 Projekten mit bekannten Laufzeitdaten werden 37 Batterien mit einer Laufzeit von vier Stunden oder mehr ausgestattet sein.

Das steht im Gegensatz zu ERCOT, wo die meisten Batterien nur ein bis zwei Stunden laufen. Erst kürzlich sind Systeme mit vier Stunden Laufzeit für Anlagenbetreiber in ERCOT attraktiver geworden.

Die Verbreitung von Systemen mit vier oder mehr Stunden Laufzeit spiegelt das Marktdesign von PJM wider. Der Kapazitätsmarkt von PJM bewertet den Beitrag jeder Ressource zur Versorgungssicherheit anhand der sogenannten Effective Load Carrying Capability (ELCC), also der geschätzten Fähigkeit, bei einem Kapazitätsereignis bereitzustehen. Batterien mit längerer Laufzeit erhalten höhere ELCC-Werte und können somit mehr Kapazität am Markt anbieten. Um höhere Einnahmen am Kapazitätsmarkt zu erzielen – insbesondere seit die Auktionen zuletzt deutlich höhere Preise erzielt haben – werden Entwickler dazu angeregt, Systeme mit längerer Laufzeit zu bauen.

Von den 71 Projekten in der Fast Lane wurden 67 von PJM für die Teilnahme am Kapazitätsmarkt zugelassen und prämiert. Die vier ausgeschlossenen Projekte haben keine Angaben zur Batteriedauer gemacht.

Chancen für Energiearbitrage reichen von 28.000 bis 104.000 US-Dollar/MW/Jahr

Mit dem Anschluss weiterer Batterien an das PJM-Netz werden die Märkte für Systemdienstleistungen zunehmend gesättigt, wie bereits in CAISO und ERCOT zu beobachten ist. In der Folge werden Batterien stärker auf Energiearbitrage als Einnahmequelle angewiesen sein.

Betreiber führen Energiearbitrage durch, indem sie Batterien zu Zeiten niedriger Strompreise laden und bei hohen Preisen entladen. Das maximal mögliche Tageserlös-Potenzial wird durch den Top-Bottom (TB) Spread abgeschätzt.

Da die meisten Fast Lane Batterien vier oder mehr Stunden Laufzeit haben, werden die Erlöspotenziale am besten mit dem TB4 Spread gemessen – also dem Unterschied zwischen den vier höchsten und vier niedrigsten Stundenpreisen.

Da Energie im Gegensatz zu Systemdienstleistungen standortbasiert bepreist wird, hat der Netzpunkt, an dem eine Batterie installiert ist, einen großen Einfluss auf das Erlöspotenzial, sobald die Arbitrageeinnahmen steigen.

Die Arbitragemöglichkeiten für Fast Lane Batterien variieren stark. Scout Storage und RHC Solar wiesen auf Basis der Preise von 2024 das höchste Erlöspotenzial auf – über 100.000 US-Dollar/MW jährlich – auch wenn Batterien selten den gesamten Spread realisieren. Im Gegensatz dazu lag bei mehr als einem Drittel der Projekte das maximale Potenzial 2024 unter 40.000 US-Dollar/MW.

Im Jahr 2025 führten vermehrte Preisschwankungen dazu, dass alle potenziellen Batterie-Standorte mehr Arbitragemöglichkeiten boten. Der durchschnittliche TB4 Spread stieg dadurch von 46.699 US-Dollar/MW jährlich im Jahr 2024 auf 69.375 US-Dollar/MW jährlich im Jahr 2025 – ein Anstieg um 49 %.

Arbitragemöglichkeiten hängen stark vom Projektstandort ab

16 der 20 Standorte mit den höchsten TB4 Spreads 2024 befinden sich in Nord-Virginia und Ost-Maryland. Im Gegensatz dazu liegen 16 der 20 Standorte mit den niedrigsten Spreads in New Jersey.

In New Jersey sind die TB4 Spreads oft niedriger, da die Exportkapazitäten im Übertragungsnetz begrenzt sind. Dies schränkt die Möglichkeit ein, überschüssige Erzeugung – im Vergleich zur lokalen Nachfrage – in den Rest des PJM-Gebiets zu exportieren. Diese Exportbeschränkungen führen häufig zu Abregelungen während Preisspitzen, was die Preisschwankungen innerhalb des Tages begrenzt und somit die Arbitragemöglichkeiten im Vergleich zu anderen Netzbereichen reduziert.

In Nord-Virginia und Ost-Maryland hingegen kann Netzüberlastung, verursacht durch hohe Importanforderungen zur Deckung konzentrierter Nachfrage, zu starken Preisschwankungen führen.

Trotz dieser Unterschiede werden Batteriespeicherprojekte im gesamten PJM-Gebiet entwickelt. Virginia und Maryland bieten großes Arbitragepotenzial und hohe Kapazitätsmarktpreise, aber auch Projekte in New Jersey profitieren, beispielsweise durch das Garden State Energy Storage Program, das für 15 Jahre feste Zahlungen pro Megawatt gewährt.

Das Fast Lane Portfolio zeigt somit, dass künftige Projekte von einer größeren Zahl an Entwicklern an neuen Standorten gebaut werden, die vielfältigere Einnahmequellen verfolgen als die Systemdienstleistungen, die bislang die Renditen von PJM-Batterien bestimmten.

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