Vor 2023 nutzte PJM ein serielles System, bei dem Netzanschlussanfragen nach dem Prinzip „Wer zuerst kommt, mahlt zuerst“ bearbeitet wurden.

Dieses System führte zu einem Rückstau, sodass manche Projekte über fünf Jahre auf eine Genehmigung warten mussten. Rückzüge spekulativer Projekte lösten erneute Prüfungen aus, und der Anstieg kleinerer Erneuerbare-Energien-Projekte verschärfte den Rückstau zusätzlich.

Wichtige Punkte:

• Vom Rückstau zum Batch-Verfahren: PJM ersetzt das serielle „First-Come, First-Served“-Verfahren durch ein zyklisches System. Der neue Ansatz bewertet Gruppen von Projekten, die alle die grundlegenden Netzanschlussanforderungen erfüllen.
• Speicherperspektiven: Projekte in der Übergangsphase werden bis 2032 voraussichtlich 9–13 GW Batteriespeicher insbesondere in den Lastzonen DOM und AEP hinzufügen.

Das neue Netzanschlussverfahren verkürzt die Wartezeiten

Längere Wartezeiten in den Warteschlangen der letzten Jahre sind kein exklusives PJM-Problem. Als Reaktion auf wachsende Rückstaus hat die Federal Energy Regulatory Commission die Order 2023 erlassen, die alle Netzbetreiber unter ihrer Aufsicht verpflichtet, ihre Netzanschlussprozesse zu modernisieren.

Dementsprechend hat PJM begonnen, einen neuen Netzanschlussprozess für alle Projekte umzusetzen, die nach dem 1. April 2018 eingereicht wurden. Intern wurde das Ziel gesetzt, die Zeit zwischen Antragstellung und Netzanschlussgenehmigung auf unter zwei Jahre zu begrenzen.

Das neue System verwendet einen Cluster-Ansatz und bewertet Projekte in „Zyklen“ basierend auf ihrer Bereitschaft und nicht mehr nach Eingangsdatum. Weitere Merkmale des Netzanschlussverfahrens bleiben unverändert. Beispielsweise müssen die Projekte weiterhin für notwendige Netzaufrüstungen zahlen, die von PJM und dem jeweiligen Netzbetreiber gefordert werden.

Steigende Anforderungen filtern spekulative Projekte aus der Warteschlange

Um am Verfahren teilzunehmen, müssen Projekte eine Anzahlung leisten und den Besitz des Erzeugungsstandorts nachweisen, bevor PJM die Bewerbung akzeptiert.

Nach der Annahme wird das Projekt einer Gruppe engagierter Projekte zugeordnet und durchläuft drei Phasen mit jeweils drei Entscheidungspunkten.

An jedem Entscheidungspunkt müssen Entwickler weitere Anzahlungen leisten und/oder zusätzlichen Nachweis über die Kontrolle des Projektstandorts erbringen. Die steigenden Anforderungen an die Standortkontrolle werden erfüllt durch den Nachweis über die Kontrolle von:

• 100 % des vorgesehenen Grundstücks der Erzeugungsanlage,
• 100 % des vorgesehenen Grundstücks der Erzeugungsanlage und 50 % des vorgesehenen Grundstücks der Netzanschlussanlage,
• 100 % des vorgesehenen Grundstücks der Erzeugungsanlage und 100 % des vorgesehenen Grundstücks der Netzanschlussanlage.

PJM verwendet die Anzahlungen zur Finanzierung der erforderlichen Studien und Netzaufrüstungen. Mit fortschreitenden Phasen werden die Anzahlungen nicht mehr rückerstattet. Wenn ein Entwickler sein Projekt zurückzieht, bündelt PJM die nicht rückzahlbaren Anzahlungen, um unterfinanzierte Netzaufrüstungen im Zusammenhang mit späten Rückzügen zu finanzieren.

Mit dem überarbeiteten Verfahren möchte PJM Verzögerungen reduzieren und neue Erzeugungskapazitäten möglichst schnell ans Netz bringen. Dies geschieht, indem verbindliche Projekte bevorzugt durch die Warteschlange geführt und Ressourcen in Clustern statt einzeln bearbeitet werden. Ziel ist es, die Versorgungssicherheit bei wachsender Nachfrage zu gewährleisten und die Zeit bis zur Einnahmengenerierung für Entwickler und Investoren zu verkürzen.

Die Übergangsphase räumt die Warteschlange vor der vollständigen Reform auf

PJM befindet sich in einer Übergangsphase vor der vollständigen Umsetzung und nutzt diese, um den Rückstau abzubauen und das neue Verfahren zu testen:

• Projekte, die vor dem 1. April 2018 eingereicht wurden, durchlaufen weiterhin das serielle Verfahren.
• Projekte, die zwischen dem 1. April 2018 und dem 1. Oktober 2020 eingereicht wurden, wurden entweder dem Transition Cycle 1 (TC1) – dem ersten Testlauf des reformierten Verfahrens – oder einer beschleunigten „Fast Lane“ zugeordnet. Nur Projekte mit Netzaufrüstungskosten unter 5 Millionen US-Dollar kamen in die Fast Lane.
• Projekte, die zwischen dem 1. Oktober 2020 und dem 1. Oktober 2021 eingereicht wurden, wechselten in Transition Cycle 2 (TC2). Weitere Projekte kamen durch die Resource Reliability Initiative hinzu (ein einmaliges Programm, bei dem PJM 51 Projekte auswählte, die schnell ans Netz gehen könnten).
• Projekte, die nach dem 1. Oktober 2021 eingereicht wurden, mussten ihre Anträge zurückziehen und sich im Antragsfenster von Cycle 1 erneut bewerben.

Da sich die Übergangszyklen überschneiden, hat PJM Kontrollpunkte eingeführt, um zu verhindern, dass spätere Zyklen Phasen wiederholen müssen. Ein Zyklus kann nicht beginnen:

• Phase 1, bevor der vorherige Zyklus Entscheidungspunkt 2 abgeschlossen hat.
• Phase 2, bevor der vorherige Zyklus Entscheidungspunkt 3 abgeschlossen hat.
• Phase 3, bevor der vorherige Zyklus die Generation Interconnection Agreements ausgeführt oder eingereicht hat.

Phase 3 von TC1 begann ebenfalls erst nach Abschluss des Fast-Lane-Verfahrens.

PJM prüft oder hat 18 GW Batteriespeicher in der Übergangsphase genehmigt

Der aktuelle Übergangsprozess zeigt sowohl, wie viel Erzeugungskapazität in den kommenden Jahren ans Netz gehen könnte, als auch wo diese Projekte angesiedelt sein werden.

Die alte Warteschlange von PJM und aktuelle Zyklus-Anfragen zeigen, dass Speicherprojekte einen wachsenden Anteil an der Netzanschlussnachfrage haben. 25 % der Kapazität in TC2 stammen derzeit aus Batteriespeichern, gegenüber 15 % in den Fast-Lane- und TC1-Gruppen.

Die Lastzonen Dominion (DOM) und American Electric Power (AEP) beherbergen 58 % dieser potenziellen Nennleistung aus künftigen Batteriespeicherprojekten.

Die Konzentration neuer Projekte in diesen Lastzonen spiegelt bestehende BESS-Trends bei PJM wider und zeigt die steigende Nachfrage, wie sie in den Ergebnissen der Kapazitätsauktion 2025 sichtbar wird.

Dennoch können sich diese Prognosen verschieben, da Projekte in beiden Übergangszyklen zurückgezogen oder ausgesetzt werden könnten. Während Fast-Lane-Projekte bereits Netzanschlussverträge erhalten haben – und daher mit hoher Wahrscheinlichkeit in Betrieb gehen werden –, stehen Projekte in TC1 kurz vor ihrem letzten Entscheidungspunkt, und Projekte in TC2 haben Entscheidungspunkt 1 noch nicht erreicht.

Die Übergangsphase wird voraussichtlich zwischen 9 und 13 GW Batteriespeicher liefern

Nur etwa 20 % der Projekte, die in US-Netzanschlusswarteschlangen gelangen, erreichen letztlich den kommerziellen Betrieb. Daher müssen Prognosen für künftige Kapazitätszuwächse die Ausfallraten in den Warteschlangen berücksichtigen. Für TC1 sind die Anpassungen gering, da der Zyklus fast Phase 3 abgeschlossen hat. In TC2 dürften jedoch noch viele Rückzüge und mögliche Aussetzungen erfolgen, bevor der Zyklus abgeschlossen ist.

Die Ergebnisse von TC2 lassen sich anhand der Abschlussquoten vor der Reform und aus TC1 abschätzen. Vor der Reform schlossen nur 20 % der beantragten Kapazität den Netzanschlussprozess ab. In TC1 sind noch 43 % der eingereichten Kapazität im Verfahren.

Neben den Ausfallraten in der Warteschlange ist auch der Zeitraum zwischen Erhalt des Netzanschlussvertrags und dem Start des kommerziellen Betriebs ungewiss. Entwickler sind oft zu optimistisch bei der Inbetriebnahme ihrer Projekte.

Die folgende Prognose geht von einer mittleren Dauer von drei Jahren bis zum kommerziellen Betrieb aus, basierend auf den Bauzeiten von BESS in anderen Märkten.

Basierend auf den aktuellen Warteschlangendaten werden bis 2032 voraussichtlich zwischen 9 und 13 GW Batteriespeicherkapazität (nach Nennleistung) an das PJM-Netz angeschlossen. Die genaue Zahl hängt davon ab, wie viele Teilnehmer aus TC2 zurückziehen, und der Zeitplan davon, wie schnell Entwickler nach Abschluss der Netzanschlussstudien den Betrieb aufnehmen können.

Diese Prognose bildet zudem nur einen Teil der künftigen BESS-Zugänge ab. Sie berücksichtigt die Warteschlangen der Fast Lane, von TC1 und TC2, aber weitere Zuwächse sind in Cycle 1 und darüber hinaus zu erwarten. Deshalb flacht die prognostizierte Kapazität Ende 2032 ab, sechs Jahre nach dem letzten Entscheidungspunkt von TC2. Tatsächlich werden im Laufe des Jahrzehnts weitere Projekte in die Warteschlange aufgenommen, sodass der Ausbau der Batteriespeicher bis in die 2030er Jahre andauern dürfte.